Către: Bursa de Valori București – Departament Operaţiuni Emitenţi Pieţe Reglementate Autoritatea de Supraveghere Financiară - Direcţia Generală Supraveghere - Direcţia Emitenţi

Comunicat conform prevederilor Legii 24/2017, Regulamentului ASF nr. 5/2018 și ale Codului BVB Data raportului: 14 august 2025

Denumirea entității emitente: CNTEE TRANSELECTRICA SA, Societate Administrată în Sistem Dualist Sediul social: Bucureşti, Str. Olteni nr. 2-4, sector 3

Număr de telefon/fax: 021 30 35 611/021 30 35 610

Codul unic de înregistrare: 13328043

Număr de ordine în Registrul Comerţului: J2000008060404

Capital social subscris şi vărsat: 733.031.420 RON

Codul LEI: 254900OLXCOUQC90M036

Piaţa reglementată pe care se tranzacţionează valorile mobiliare emise: Bursa de Valori Bucureşti

Eveniment important de raportat:

Rezumat al rezultatelor financiare aferente închiderii Semestrului I an 2025

Raportarea include:

Situaţii Financiare Interimare Separate Simplificate neauditate la data de 30 iunie 2025
Situaţii Financiare Interimare Consolidate Simplificate neauditate întocmite la data de 30 iunie 2025 în conformitate cu OMFP 2844/2016
Situaţii Financiare Interimare Consolidate Simplificate neauditate întocmite la data de 30 iunie 2025 în conformitate cu IFRS-EU
Raportul cu privire la activitatea CNTEE "Transelectrica" S.A. în perioada ianuarie-iunie 2025
Raportul semestrial consolidat pentru Semestrul I 2025

Segmentul activităților cu profit permis a înregistrat un rezultat în sumă de 218 mil lei în S1 2025, în scădere cu 99 mil lei față de rezultatul în sumă de 317 mil lei realizat în S1 2024, în contextul în care veniturile operaţionale sunt mai mici cu suma de 54 mil lei, iar cheltuielille operaționale (inclusiv amortizarea) au crescut cu suma de 45 mil lei.

Scăderea veniturilor operaționale (1.151 mil lei la 30 iunie 2025 față de 1.205 mil lei la 30 iunie 2024) a fost influențată în principal de scăderea cu 44 mil lei a veniturilor din tranzacții CPT, a veniturilor conjuncturale din ajutoare de avarie (-60 mil lei) și capitalizare CPT (-23 mil lei).

Veniturile din transport și alte venituri din piața de energie au înregistrat o creștere de 73 mil lei, respectiv de la 1.046 mil lei în S1 2024 la 1.119 mil lei în S1 2025 influențată în principal, de creșterea cantităţii de energie electrică transportată şi de tariful aprobat de ANRE, care a condus la o apreciere a veniturilor din tarif reglementat cu 124 mil. lei (+16%) faţă de aceeași perioadă a anului precedent.

Creștere au înregistrat și veniturile din alocarea capacității de interconexiune (+49 mil lei) care în intervalul ianuarie – iunie 2025 au ajuns la 151 mil lei (de la 102 mil lei în același interval din anul 2024), creștere influențată de modelul de formare al prețului în funcție de cerere și ofertă din Ungaria și Bulgaria. Alocările implicite, în care sunt prevăzute simultan capacitate și energie, sunt puternic influențate de variațiile prețului energiei electrice pe bursele din Europa.

Creșterea cu 5% a cheltuielilor operaționale, inclusiv amortizarea (933 mil lei în S1 2025 față de 888 mil lei S1 2024) a fost influențată în principal de creșterea cheltuielilor cu mentenanța și reparații RET, a cheltuielilor cu personalul, a amortizării și a cheltuielilor privind operarea sistemului.

Modificările introduse prin OUG 32/2024 au condus spre o ieşire treptată din schema de sprijin şi o revenire la mecanismele de piaţă concurenţiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziţionată în proporţie de circa 50% prin contracte bilaterale, la un preţ mediu mai mare față de perioada similară a anului 2024.

Eliminarea mecanismului MACEE, cu preţ reglementat, creșterea consumului şi temperaturile scăzute din luna februarie, precum şi scăderea producţiei hidroelectrice au condus la creşterea importurilor şi la o creştere a preţurilor energiei pe pieţele pe termen scurt faţă de perioada similară a anului 2024.

Astfel, preţul mediu al energiei achiziţionate de pe piețele pe termen scurt în perioada ianuarie – iunie 2025 a fost mai ridicat decât preţul la S1 2024.

Segmentul activităților zero-profit a înregistrat un rezultat pozitiv la 30 iune 2025 în sumă de 46 mil lei, comparativ cu S1 2024 (-50 mil lei), în condițiile în care veniturile/cheltuielile pe piața de echilibrare au fost de aproximativ 2 ori mai mici în S1 2025 față de S1 2024.

Pentru activitatea de servicii de sistem/ capacitate de echilibrare, potrivit reglementărilor ANRE surplusul/deficitul de venit față de costurile recunoscute rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (corecție negativă/pozitivă) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-a înregistrat surplusul/deficitul respectiv.

Indicatori	U.M.	S1 2025	S1 2024	∆
Financiar
Cantitate tarifată	[TWh]	25,87	25,40	▲ 1,8%
ACTIVITĂȚI CU PROFIT PERMIS
Tarif mediu transport (realizat)	[lei/MWh]	35,77	31,53	▲ 13%
Venituri operaţionale, din care:	[mil lei]	1.151	1.205	▼ 4%
Venit tarif reglementat transport	[mil lei]	925	801	▲ 16%
Venituri interconexiune	[mil lei]	151	102	▲ 48%
Venituri din capitalizarea CPT	[mil lei]	1	24	▼ 96%
Cheltuieli operaţionale, din care:	[mil lei]	(741)	(716)	▼ 3%
Cheltuieli privind CPT	[mil lei]	(288)	(296)	▲ 3%
EBITDA	[mil lei]	410	489	▼ 16%
Amortizare	[mil lei]	(192)	(172)	▼ 12%
EBIT	[mil lei]	218	317	▼ 31%
ACTIVITĂȚI PROFIT ZERO
EBIT	[mil lei]	46	(50)	▲ n/a
TOATE ACTIVITĂȚILE (cu Profit Permis şi Profit
Zero)
EBIT	[mil lei]	264	267	▼ 1%
Profit net	[mil lei]	256	264	▼ 3%
Operaţional
Consum intern net	[TWh]	26,1	26,3	▼ 1%
Producție netă internă	[TWh]	23,6	26,2	▼ 10%
Export(-)/Import(+) net	[TWh]	2,4	0,01	▲ n/a

*+Venituri,impact pozitiv (▲),+Cheltuieli, impact negativ (▼)

În primul semestru al anului 2025, s-a înregistrat o scădere în procent de 1% a consumului intern net și o scădere cu 10% a producției nete de energie. În ceea ce privește scăderile de consum din lunile ianuarie (-1,76%), martie (-3,71%), mai (-2,53%) și iunie (-9,52%), acestea au un trend descrescător tot mai pronunțat de la o lună la alta, pe măsură ce crește durata intervalului zilnic al radiației solare cu alte cuvinte, o dată cu creșterea producției de energie la nivelul prosumatorilor, se înregistrează o scădere a consumului măsurat la nivel național.

Pa ansamblul semestrului I din 2025 CPT-ul în RET a scăzut cu 6% comparativ cu perioada similară din 2024, în special ca urmare a fluxurilor fizice mai avantajoase pe liniile de interconexiune, în mod deosebit a celor de pe granițele cu Ucraina și Ungaria și a condițiilor meteorologice mai favorabile din lunile ianuarie, februarie, aprilie și iunie, caracterizate de cantități mai reduse de precipitații, care au determinat reducerea pierderilor corona.

Raportul cu privire la activitatea Companiei din perioada ianuarie-iunie 2025, Situaţiile Financiare Interimare Separate, Situațiile Financiare Interimare Consolidate Întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016 și cu IFRS-EU la data de 30 iunie 2025, Raportul semestrial consolidat pentru S1 2025, sunt disponibile începând cu data de 14 august 2025, după cum urmează:

online, pe website-ul www.transelectrica.ro, secțiunea Relații Investitori Raportări Periodice/ Rapoarte, respectiv https://www.transelectrica.ro/rapoarte-2025;

la sediul Companiei: str. Olteni nr. 2-4, sector 3, București.

Ştefăniţă MUNTEANU	Victor MORARU	Cătălin-Constantin NADOLU	Cosmin-Vasile NICULA	Florin-Cristian TĂTARU
Președinte	Membru	Membru	Membru	Membru
Directorat	Directorat	Directorat	Directorat	Directorat

CNTEE TRANSELECTRICA SA

referință (03-01-24) 29,80 final perioadă (31-12-24) 37,70 minim (29-03-24) 28,20 maxim (20-08-24) 48,60

Raport semestrial Ianuarie – Iunie 2025

RAPORT PRIVIND ACTIVITATEA ECONOMICO – FINANCIARĂ

A CNTEE "TRANSELECTRICA" SA

conform prevederilor art. 67 din legea nr.24/ 2017 modificată prin legea 11/2025 privind piața de capital și Regulamentul nr.5/ 2018 emis de Autoritatea de Supraveghere Financiară (ASF)

pentru perioada încheiată la data de 30 iunie 2025

Data raportului:	14 august 2025
Denumirea societății comerciale:	CNTEE TRANSELECTRICA SA, societate administrată în sistem dualist
Sediul social:	Bucureşti, Str. Olteni nr. 2 - 4, sector 3, cod poștal 030786
Număr de telefon / fax:	021 303 5611/ 021 303 5610
Cod unic la ONRC:	13328043
Număr de ordine în RC:	J2000008060404
Cod LEI (Legal Entity Identifier)	254900OLXOUQC90M036
Data înființării Companiei:	31.07.2000/ OUG 627
Capital social:	733.031.420 lei, subscris și vărsat
Piața reglementată pe care se tranzacţionează valorile mobiliare emise:	Bursa de Valori Bucureşti, categoria Premium
Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise:	73.303.142 acţiuni cu o valoare nominală de 10 lei/ acţiune, acţiuni în formă dematerializată, nominative, ordinare, indivizibile, liber tranzacţionabile de 29.08.2006 sub simbolul TEL
Valoarea de piațã:	4.178.279.094,00 lei (57,00 lei/acţiune la 30.06.2025)
Standardul contabil aplicat:	Standardele internaţionale de raportare financiară
Auditarea:	Situaţiile financiare semestriale întocmite la data de 30.06.2025 nu sunt auditate. Sumele corespunzătoare

financiar extern.

datei de 31 decembrie 2024 sunt auditate de auditor

DECLARAȚIA PERSOANELOR RESPONSABILE

După cunoştinţele noastre, situațiile financiare interimare separate simplificate la data și pentru perioada de 6 luni încheiată la 30 iunie 2025 au fost întocmite în conformitate cu Standardul Internațional de Contabilitate 34 - "Raportarea Financiară Interimară", și oferă o imagine corectă și conformă cu realitatea poziţiei financiare şi contului de profit și pierdere ale CNTEE Transelectrica SA.

Prezentul raport cuprinde informaţii corecte și complete cu privire la situația economico-financiară și activitatea CNTEE Transelectrica SA.

București, 05 august 2025

Ștefăniță MUNTEANU Președinte Directorat

Victor MORARU Cătălin-Constantin NADOLU

Cosmin-Vasile NICULA

Florin-Cristian TĂTARU

Membru Directorat

Cifre cheie S1 2025 vs S1 2024

CIFRE CHEIE

	FINANCIAR				OPERAȚIONAL
2.922	mil lei	▼	-38% y/y	Venituri	2,14%	*	▼	- 0,13 y/y	pp	CPT
456	mil lei	▲	4% y/y	EBITDA	20,73	TWh	▼	-0,4% y/y		Energie
256	mil lei	▼	-3% y/y	Profit net
25,87	TWh	▲	1,8% y/y	Energie tarifată**

y/y			y/y
				transportată***
y/y			y/y

CPT - Consum Propriu Tehnologic

* Ponderea consumului propriu tehnologic în energia electrică preluată de rețeaua electrică de transport (energia transportată). Datele la luna iunie 2025 sunt preliminare

** Cantitatea tarifată este definită prin cantitatea de energie electrică extrasă din rețelele electrice de interes public (rețeaua de transport și rețelele de distribuție), mai puțin exporturile de energie electrică

*** Cantitatea transportată este definită prin cantitatea de energie vehiculată fizic în rețeaua de transport

Notă: Pentru ușurința citirii și înțelegerii rezultatelor, anumite cifre prezentate în grafice și/ sau tabele utilizează mil. lei ca unitate de măsură și sunt rotunjite la această unitate. Această convenție de prezentare poate determina, în anumite cazuri, diferențe minore între cifrele totalizatoare, totalurile obținute prin însumarea elementelor componente și procentele calculate.

Date financiare

Sinteza rezultatelor financiare la 30 iunie 2025 este prezentată mai jos. Rezultatele financiare semestriale la 30.06.2025 nu sunt auditate, iar varianta extinsă a acestora, pentru aceeași perioadă, este prezentată în Anexe la prezentul Raport.

Contul separat de profit şi pierdere
[mil RON]	S1 2025	S1 2024	Δ	Δ (%)
	1	2	3=1-2	4=1/2
Volum tarifat de energie [TWh]	25,87	25,40	0,5	1,8%
ACTIVITĂŢI CU PROFIT PERMIS
Venituri operaţionale	1.151	1.205	(54)	(4%)
Transport și alte venituri din piaţa de energie, din care:	1.119	1.046	73	7%
Tarif reglementat	925	801	124	16%
Alte venituri din PE*	42	143	(101)	(70%)
Interconexiune	151	102	49	48%
Alte venituri	32	159	(127)	(80%)
Costuri operaţionale	(741)	(716)	(24)	(3%)
Cheltuieli privind operarea sistemului	(358)	(355)	(3)	(1%)
Reparaţii şi mentenanţă	(60)	(52)	(8)	(15%)
Cheltuieli cu personalul	(202)	(187)	(14)	(8%)
Alte costuri	(121)	(121)	1	0%
EBITDA	410	489	(79)	(16%)
Amortizare	(192)	(172)	(20)	(12%)
EBIT	218	317	(99)	(31%)
ACTIVITĂŢI ZERO PROFIT
Venituri operaţionale	1.772	3.480	(1.709)	(49%)
V.Servicii de sistem	281	251	30	12%
V.Piaţa de echilibrare	1.491	3.229	(1.739)	(54%)
Costuri operaţionale	(1.726)	(3.530)	1.805	51%
C.Servicii de sistem	(235)	(301)	66	22%
C.Piaţa de echilibrare	(1.491)	(3.229)	1.738	54%
EBIT	46	(50)	96	193%
TOATE ACTIVITĂŢILE (CU PROFIT PERMIS ŞI ZERO PROFIT)
Venituri operaţionale	2.922	4.685	(1.763)	(38%)
Costuri operaţionale	(2.466)	(4.246)	1.780	42%
EBITDA	456	439	18	4%
Amortizare	(192)	(172)	(20)	(12%)
EBIT	264	267	(3)	(1%)
Rezultat financiar	25	16	9	56%
EBT	290	283	6	2%
Impozit pe profit	(33)	(20)	(13)	(68%)
Profit net	256	264	(7)	(3%)

* (+)Venituri impact pozitiv, (+)Cheltuieli impact negativ

**Piaţa de energie (ITC, energie reactivă, vânzare CPT,schimburi energie,aj. avarie)

Situaţia separată a poziţiei financiare
[mil RON]	S1 2025	2024	Δ	Δ (%)
	1	2	3=1-2	4=1/2
Active imobilizate
Imobilizări corporale	5.805	5.775	30	0,5%
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate în	6	6	0	7%
leasing - clădiri
Imobilizări necorporale	296	312	(17)	(5%)
Imobilizări financiare	90	86	4	5%
Total active imobilizate	6.197	6.179	18	0,3%
Active circulante
Stocuri	49	47	2	4%
Creanţe	2.672	3.779	(1.107)	(29%)
Numerar şi echivalente	971	672	299	45%
Total active circulante	3.691	4.497	(806)	(18%)
Total active	9.888	10.676	(788)	(7%)
Capitaluri proprii	5.794	5.815	(21)	(0%)
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	671	537	133	25%
Împrumuturi pe termen lung	2	8	(6)	(75%)
Alte datorii pe termen lung	329	338	(9)	(3%)
Total datorii pe termen lung	1.001	883	118	13%
Datorii curente
Datorii comerciale şi alte datorii	2.988	3.862	(873)	(23%)
Împrumuturi pe termen scurt	19	24	(6)	(24%)
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire	7	7	-	4%
Alte datorii pe termen scurt	75	73	2	2%
Impozit pe profit de plată	4	13	(9)	(71%)
Total datorii curente	3.092	3.978	(886)	(22%)
Total datorii	4.094	4.861	(768)	(16%)
Capitaluri proprii şi datorii	9.888	10.676	(788)	(7%)

Situaţia separată a fluxurilor de trezorerie
[mil RON]	S1 2025	S1 2024	Δ	Δ (%)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	480	281	199	71%
Numerar net utilizat în activitatea de investiţii	(162)	(235)	73	31%
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare	(18)	(38)	19	52%
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și echivalentelor de numerar	299	8	291	n/a
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	672	519	152	29%
Numerar şi echivalente de numerar la sfârşitul perioadei	971	527	444	84%

REZULTATE OPERAȚIONALE

I. Volumul de energie tarifat

În S1 2025, cantitatea totală de energie electrică tarifată pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică (25,87 TWh) a înregistrat o uşoară creştere de 1,8% comparativ cu aceeași perioadă a anului 2024 (diferența între cele două perioade fiind de 0,5 TWh).

Segmentul profit permis

lei) și capitalizare CPT (-23 mil lei).

Venituri operaționale

Segmentul activităților cu profit permis a înregistrat o scădere cu 4% a veniturilor (1.151 mil lei în S1 2025 față de 1.205 mil lei în S1 2024) în principal pe fondul scăderii cu 44 mil lei a veniturilor din tranzacții CPT, a veniturilor conjuncturale din ajutoare de avarie (60 mil

Creșterea veniturilor din transport și alte venituri din piața de energie (1.119 mil lei în S1 2025 faţă de 1.046 mil lei în S1 2024) a fost influențată în principal, de creşterea cantităţii de energie electrică, cât şi de tariful aprobat de ANRE, care a condus la o apreciere a veniturilor din tarif reglementat cu 124 mil. lei (+16%) faţă de aceeași perioadă a anului precedent.

În intervalul ianuarie-iunie 2025 veniturile din alocarea capacității de interconexiune au înregistrat o creştere, de la 102 mil lei în S1 2024 la 151 mil lei în S1 2025 (+48%).

Astfel, creşterea din perioada analizată a fost influențată de modelul de formare al prețului în funcție de cerere și ofertă. Alocările implicite, în care sunt prevăzute simultan capacitate și energie, sunt puternic influențate de variațiile prețului energiei electrice pe bursele din Europa.

Mecanismul de alocare a capacităţii de interconexiune constă în organizarea de licitaţii anuale, lunare, zilnice şi intrazilnice. Licitațiile pe granița România-Serbia, licitațiile pe termen lung pe granițele cu Ungaria și Bulgaria și cele pe termen scurt pe granițele cu Moldova şi Ucraina sunt explicite - se licitează doar capacitate de transport, iar cele zilnice (graniţele cu Ungaria și Bulgaria) şi intrazilnice (graniţele cu Ungaria şi Bulgaria) sunt implicite - se alocă simultan cu energia şi capacitatea, prin mecanismul de cuplare.

În data de 8 iunie 2022 a avut loc punerea în funcțiune a proiectului Core FB MC (Core Flow-Based Market Coupling), fiind astfel inițiată cuplarea pieței pentru ziua următoare pe bază de fluxuri în regiunea de calcul al capacităților Core. Mecanismul de cuplare a pieței pe bază de fluxuri optimizează piața europeană de energie electrică pentru 13 țări (Austria, Belgia, Croația, Republica Cehă, Franța, Germania, Ungaria, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, România, Slovacia și Slovenia).

În data de 18 martie 2025 a avut loc lansarea proiectului IDA (Intraday Auctions) pentru graniţele de ofertare ale României (România-Bulgaria şi România-Ungaria). În conformitate cu articolul 55 din Regulamentul (UE) 2015/1222 al Comisiei din 24 iulie 2015 de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor este necesară stabilirea prețurilor capacității intrazilnice. Astfel, pe baza Deciziei ACER nr. 01/2019 privind Metodologia de stabilire a prețurilor capacității interzonale intrazilnice, a fost introdus un mecanism de licitație pentru a îndeplini acest obiectiv. Aceasta este așa-numita licitație intrazilnică – "IDA" care înseamnă licitația implicită de tranzacțioare intrazilnică pentru corelarea simultană a ordinelor din diferite zone de ofertare și alocarea capacității transzonale intrazilnice disponibile la granițele zonei de ofertare prin aplicarea unui mecanism de cuplare a pieței.

Începând cu anul 2025, prin Decizia ANRE nr. 2624/10.12.2024 pentru aprobarea modalităţii de acoperire a cheltuielilor prognozate pentru anul 2025 din veniturile obţinute din alocarea capacităţii de interconexiune transfrontalieră, s-a aprobat efectuarea cheltuielilor de mentenanţă RET pentru anumite proiecte de mentenanţă majoră şi mentenanţă minoră, din veniturile obţinute din alocarea capacităţii de interconexiune transfrontalieră.

Extinderea cuplării piețelor are ca efect uniformizarea prețului energiei în Europa, acesta fiind și unul dintre obiectivele principale ale Regulamentului (UE) 2015/1222 "de stabilire a unor linii directoare privind alocarea capacităților și gestionarea congestiilor".

Veniturile din Inter TSO Compensation (ITC) au fost la S1 2025 în sumă de 14,4 mil lei, mai mari (+2,7 mil lei), comparativ cu aceeași perioadă din anul 2024 când au fost 11,6 mil lei şi provin în cea mai mare parte din schimburile programate de energie electrică cu ţările considerate perimetrice mecanismului, respectiv Ucraina şi Republica Moldova.

Începând cu data de 01 iulie 2024, Ucraina a aderat la mecanismul ITC şi nu a mai fost considerată ţară perimetrică. Ca urmare, schimburile luate în considerare au fost doar cele cu Republica Moldova. Ȋn general, România este ţară plătitoare în cadrul mecanismului, dar în mod excepţional se pot înregistra venituri şi din decontările lunare.

Veniturile înregistrate în urma aplicării mecanismului ITC au înregistrat creștere în S1 2025 cu următoarele mențiuni:

deși schimburile de energie cu ţările perimetrice luate în considerare au fost doar cele cu Republica Moldova, acestea au crescut de circa 2 ori;
valoarea tarifului pentru schimburile cu ţările perimetrice a fost de 2,5 EUR/MWh până la 14 mai 2025, respectiv 1,5 EUR/MWh începând cu 15 mai 2025, față de 3 EUR/MWh în 2024.

Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru consumul propriu tehnologic (CPT) au fost obţinute în principal din vânzarea energiei în excedent rezultată din diferența dintre prognoza pe termen lung și mediu și prognoza pe termen scurt (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi respectiv din diferența dintre CPT prognozat și CPT efectiv realizat (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa de Echilibrare.

În S1 2025, Compania a înregistrat venituri din tranzacționarea energiei pentru CPT (26,1 mil lei) mai mici compartiv cu perioada similară a anului 2024 (70,1 mil lei), respectiv cu suma de -44 mil lei.

Veniturile obţinute din tranzacţiile pe Piaţa Intrazilnică au fost cu circa 16% mai mari decât veniturile realizate în perioada similară a anului precedent, ca urmare a creşterii energiei vândute pe piaţa intrazilnică în urma corecţiilor de prognoză cât mai aproape de momentul livrării, precum şi a preţurilor uşor crescute pe această piaţă. Veniturile obţinute din tranzacţiile pe Piaţa de Echilibrare au fost de 3 ori mai mici, având în vedere că CPT înregistrat în semestrul I 2025 a fost mai mic decât în perioada similară a anului precedent. Având în vedere creşterea ponderii producţiei energiei solare şi eoliene, se observă o creştere a ofertei de energie pe intervalele de vârf şi a ponderii intervalelor cu preţuri foarte mici şi chiar negative pentru preţurile pe pieţele pe termen scurt.

Venituri din ajutoare de avarie

În intervalul ianuarie-iunie 2025 s-au înregistrat venituri din ajutoare de avarie în sumă de 0,3 mil lei comparativ cu 60 mil lei venituri înregistrate în ianuarie-iunie 2024. În S1 2025 au fost acordate ajutoare de avarie către Serbia (luna martie) pe fondul opririlor accidentale de grupuri din această țară.

Venituri din capitalizarea consumului propriu tehnologic (CPT)

Începând cu data de 30 septembrie 2022, Compania aplică prevederile OUG nr. 119/2022, prin care costurile suplimentare cu achiziția de energie electrică realizate în perioada 1 ianuarie 2022 – 31 martie 2025, în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic, față de costurile recunoscute în tarifele reglementate, se capitalizează trimestrial iar activele rezultate în urma capitalizării se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării.

Astfel, Compania a înregistrat în S1 2025 venituri din capitalizarea CPT în sumă de 0,9 mil lei (faţă de 23,9 mil lei venit înregistrat în S1 2024), reprezentând CPT suplimentar calculat ca diferență dintre costul net cu achiziția CPT și costul CPT inclus în tariful de reglementare, pentru perioada 01 ianuarie – 31 martie 2025.

Cheltuieli operaționale

Pe segmentul activităților cu profit permis, cheltuielile (inclusiv amortizarea) au înregistrat o creștere de 5% (933 mil lei în S1 2025 față de 888 mil lei S1 2024), fiind influenţată în principal de creșterea cheltuielilor cu mentenanţa şi reparaţii RET, a cheltuielilor cu personalul, a amortizării și a cheltuielilor privind operarea sistemului. Din categoria cheltuielilor de operare a sistemului cel mai mare impact l-au avut cheltuielile cu ITC.

CPT: În intervalul ianuarie-iunie 2025 costurile cu achiziţia energiei pentru acoperirea consumul propriu tehnologic au fost în sumă de 288 mil lei, mai mici cu 3% (-8 mil lei) comparativ cu suma de 296 mil lei înregistrată în S1 2024, având în vedere o serie de aspecte, în principal:

datorită caracteristicilor sale, CPT în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate;
ca urmare a condiţiilor meteorologice şi a fluxurilor pe liniile de interconexiune, valoarea CPT înregistrată în semestrul I 2025 a fost mai mică cu 6% decât cea înregistrată în anul precedent;
faţă de anul 2025, în primele trei luni ale anului 2024, ca urmare a prevederilor OUG nr. 153/2022 pentru modificarea şi completarea OUG nr. 27/2022, CNTEE Transelectrica SA a achiziţionat energie electrică pentru acoperirea a 75% din cantitatea aferentă prognozei de CPT validate prin Mecanismul de achiziţie centralizată de energie electrică (MACEE), la prețul reglementat de 450 lei/MWh;
Ȋncepând cu 1 aprilie 2024, mecanismul de achiziție centralizată a energiei electrice (MACEE)a fost modificat prin OUG nr. 32/2024, în sensul:
- reducerii preţului de achiziție reglementat la valoarea de 400 lei/MWh
- eliminării obligativităţii de participare a producătorilor la mecanism
- modificării perioadei de aplicare a mecanismului de la 31.03.2025 la 31.12.2024
- permiterii participării la mecanism şi a altor producători, cu capacităţi de producţie mai mici de 10MW.

Modificările introduse prin OUG 32/2024 au condus spre o ieşire treptată din schema de sprijin şi o revenire la mecanismele de piaţă concurenţiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziţionată în proporţie de circa 50% prin contracte bilaterale, la un preţ mediu pentru primul semestru al anului 2025 de 478 lei/MWh.

Preţul PZU depinde foarte mult de condiţiile meteorologice (secetă, precipitaţii, fenomene extreme) şi de preţurile de pe piaţa europeană. Piaţa pentru Ziua Următoare este o piaţă imprevizibilă, cu un grad ridicat de volatilitate, preţurile putând să crească şi cu 30-40% în decurs de o săptămână.
Începând cu data de 01 Iulie 2024 au intrat în vigoare o serie de modificări ale Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea, în conformitate cu cerințele codurilor Europene, care au condus la preţuri foarte mari pe Piaţa de Echilibrare. Aceste preţuri prezintă un grad mare de volatilitate şi incertitudine, dar situându-se totuşi sub valorile maxime din anul 2024. Consumul propriu tehnologic înregistrat în perioada analizată a fost mai mic cu circa 6% faţă de perioada similară a anului 2024, conducând la costuri rezultate din acoperirea dezechilibrelor de energie pe această piață mai mici faţă de aceeași perioadă a anului 2024.

Preţul mediu net al energiei achiziţionate pe toate pieţele în S1 2025 a fost 589 lei/MWh, mai mare faţă de preţul din perioada similară a anului 2024, respectiv 478 lei/MWh.

*preţul mediu s-a calculat la valoarea netă (achiziţii –vânzări)

Mixul de achiziţie (cantitativ net) prezintă următoarele componente în cele două perioade analizate:

Cheltuielile cu Inter TSO Compensation (ITC)

În perioada ianuarie-iunie 2025 aceste cheltuieli au fost mai mari cu 11 mil lei comparativ cu aceeași perioadă din anul precedent. Acestea se stabilesc în cadrul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizării rețelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrică între TSO-urile care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E.

Factorii care influențează valorile costurilor/veniturilor cu mecanismul ITC sunt schimburile de energie electrică – import, export, tranzit pe liniile de interconexiune ale SEN, corelate cu fluxurile de energie electrică tranzitate la nivelul tuturor țărilor participante la mecanism.

Cheltuieli privind consumul de energie - consum servicii interne staţii din RET

În vederea desfăşurării activităţii de transport a energiei electrice în staţiile electrice şi operării Sistemului Electroenergetic Naţional în condiţii de siguranţă, Compania trebuie să achiziționeze energie electrică pentru acoperirea consumului aferent serviciilor interne din staţiile electrice de înaltă tensiune ce se află în administrarea Companiei.

Aceste cheltuieli au înregistrat o scădere cu suma de 4,9 mil lei în S1 2025 (20,6 mil lei) comparativ cu S1 2024 (25,6 mil lei).

Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)

Prin deciziile ANRE nr. 2780/20.12.2024 şi nr. 2781/20.12.2024, au fost aprobate cantităţile prognozate de CPT şi costurile corespunzătoare aferente tranzitelor suplimentare de energie electrică din reţelele electrice de 110 kV pentru anul 2025, pentru societăţile Reţele Electrice România S.A. şi Distribuţie Energie Oltenia S.A.

Cheltuielile cu reparaţii şi mentenanţa RET au fost în sumă de 58 mil lei, mai mari cu 11 mil faţă de S1 2024.

Cheltuielile cu amortizarea prezintă o creştere cu 20 mil lei influenţată în principal de înregistrarea cheltuielilor cu amortizarea imobilizărilor corporale şi necorporale (+10 mil lei), calculată la valoarea reevaluată a imobilizărilor corporale la 31 decembrie 2024, corelată cu punerile în funcțiune a lucrărilor de investiții și cu recepționarea activelor.

Totodată în S1 2025 cheltuielile cu amortizarea activelor necorporale-CPT suplimentar sunt în valoare de 45,5 mil lei şi prezintă o creştere faţă de S1 2024 (+10 mil lei). Costurile suplimentare cu achiziţia de energie electrică realizate în perioada 1 ianuarie 2022 - 31 martie 2025, în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic, faţă de costurile incluse în tarifele reglementate, s-au capitalizat trimestrial, iar activele rezultate în urma capitalizării se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării.

Rezultat operațional-profit permis

Activitățile cu profit permis au înregistrat un rezultat pozitiv în sumă de 218 mil lei în S1 2025, în scădere cu 99 mil lei față de rezultatul în sumă de 317 mil lei realizat în S1 2024, în contextul în care veniturile operaţionale sunt diminuate cu suma de 54 mil lei, iar cheltuielille operaționale (inclusiv amortizarea) au crescut cu suma de 45 mil lei.

Segmentul zero profit

Segmentul activităților zero-profit au înregistrat o scădere a veniturilor (-1.709 mil lei) de la 3.480 mil lei din S1 2024 la 1.772 mil lei în S1 2025, determinată în principal de diminuarea veniturilor pe piața de echilibrare (-1.739 mil lei) datorită preţurilor înregistrate la nivelul pieţei de echilibrare, concomitent cu aprecierea veniturilor din servicii de sistem (+30 mil lei), la tariful aprobat de ANRE, comparativ cu aceeși perioadă a anului precedent, în contextul creşterii cantităţii cu 1,8%.

Segmentul activităților zero-profit a înregistrat de asemenea o diminuare semnificativă a costurilor (-1.805 mil lei) determinată de valoarea diminuată a cheltuielilor pe piața de echilibrare.

Veniturile/Cheltuielile privind piaţa de echilibrare au fost de peste 2 ori mai mici în S1 2025 faţă de S1 2024.

Piața de echilibrare a fost influențată în principal de următoarele elemente:

evoluţia dezechilibrelor contractuale înregistrate la nivelul furnizorilor de energie electrică pe piața de echilibrare;

evoluţia hidraulicităţii;
evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică;
s-a înregistrat o continuare de creștere accelerată a puterii instalate la prosumatori;
o îmbunătăţire a controlului/monitorizării la nivelul furnizorilor pentru producţia prosumatorilor pe care îi au în portofoliu și creşterea preocupării la nivelul acestora pentru estimarea/ajustarea prognozelor de producţie a prosumatorilor în raport cu poziţia contractuală;

Pentru perioada următoare din anul 2025 este important să se evalueze corect echilibrul producţieconsum, iar cele mai importante elemente care vor avea un impact semnificativ asupra evoluţiei pieţei de echilibrare sunt:

contextul regional şi european de evoluţie a pieţei de energie electrică,
cadrul de reglementare al ANRE, de ajustare a funcţionării pieţei de echilibrare,
evoluţia consumului și impactul prosumatorilor asupra pieţei de energie electrică,
prognozele de precipitaţii şi de temperatură,
evoluţia producţie solare şi eoliene,
evoluţia hidraulicităţi,
evoluţia producţiei şi a consumului de energie electrică la nivel naţional,
comportamentul participanților la piață,
evoluţia contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare.

Veniturile din serviciile de sistem au înregistrat o creştere în procent de 30% comparativ cu perioada similară a anului trecut (281 mil lei în S1 2025 față de 251 mil lei în S1 2024), determinată de creșterea cantității de energie electrică livrată consumatorilor (+1,8%) la tarifele aprobate de ANRE pentru aceste servicii.

Achiziția serviciilor de sistem/capacitatea de echilibrare se efectuează de Companie în baza necesarului stabilit de către Dispeceratul Energetic Național (DEN), unitate organizațională din cadrul Companiei, care răspunde de asigurarea stabilității și siguranței funcționării SEN, în confomitate cu prevederile Ordinului ANRE nr. 127/08.12.2021 pentru aprobarea Regulamentului privind clauzele si condițiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare și pentru furnizorii de rezervă de stabilizare a frecvenței și a Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea și pentru modificarea și abrogarea unor ordine ale Președintelui ANRE, cu modificările şi completările ulterioare.

În S1 2025, Compania a contractat energie reactivă de

la a Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale "Hidroelectrica" SA., conform:

Deciziei ANRE nr. 2281/2024, privind acordarea derogării pentru operatorul de transport şi de sistem la achiziţionarea pe bază de piaţă a serviciului energie electrică reactivă pentru reglajul tensiunii în reţea,
Hotărârilor Transelectrica prin care au fost aprobate preţurile maximale pentru achiziţionarea serviciului de sistem energie reactivă aferent reglajului tensiunii în reţeaua electrică de transport;
realizărilor confirmate de Dispeceratul Energetic Național.

Valoarea cheltuielilor privind serviciile de sistem/capacitate de echilibrare în S1 2025, a înregistrat o scădere (22%) comparativ cu aceeași perioadă din 2024.

Pe piaţa capacităţilor de echilibrare, în concordanţă cu tendinţa de evoluţie pe piaţa de echilibrare în Semestrul I al anului 2025, s-a înregistrat un trend de reducere a preţului de achiziţie pentru RRFa la creştere şi reducere de putere şi şi un trend de creştere începând cu luna mai 2025 la RRfm la reducere de putere:

preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la creştere – 60,51 lei/hMW,
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la reducere – 62,75 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la creştere – 36,57 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la reducere – 38,09 lei/hMW.

Pentru perioada următoare a anului 2025 estimăm că un impact semnificativ privind evoluția costurilor cu achiziția serviciilor de sistem/capacitate de echilibrare prin licitaţii zilnice şi pe sens la nivelul Transelectrica, îl vor avea:

comportamentul de piaţa al participanţilor înregistraţi la piaţa capacităţilor de echilibrare,
cadrul de reglementare al ANRE privind piaţa de energie electrică, evoluţia preţurilor pe piaţa de echilibrare,
cât şi contextul regional şi european de evoluţie a pieţei de energie electrică.

Rezultat operațional-zero profit

EBIT generat de activitățile zero-profit a înregistrat un un rezultat pozitiv în S1 2025 în sumă de 46 mil lei, comparativ cu S1 2024 (-50 mil lei).

Pentru activitatea de servicii de sistem, potrivit reglementărilor ANRE surplusul/deficitul de venit față de costurile recunoscute rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (corecție negativă/pozitivă) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-a înregistrat surplusul/deficitul respectiv.

Surplusul/deficitul de venit față de costurile rezultate din desfășurarea acestei activități se calculează pe perioade de programare a tarifului.

II. Rezultat Financiar

Rezultatul financiar net înregistrat în S1 2025 în valoare netă de 25 mil lei, comparativ cu rezultatul de 16 mil lei din aceeaşi perioadă a anului trecut, a fost influenţat în principal de dividendele încasate de la filiala OPCOM SA în sumă de 22 mil lei, precum şi de creşterea veniturilor din dobânzile încasate în perioada analizată.

În cele două perioade analizate, nivelul veniturilor și cheltuielilor din diferențele de curs valutar a fost influențat, în principal, de volumul tranzacțiilor aferente segmentului de activitate privind cuplarea piețelor coroborat cu evoluția ratelor de schimb valutar a monedei naționale în raport cu moneda euro.

Evoluţia cursului de schimb RON/EUR şi RON/USD în anul S1 2025 este redată în graficul următor:

Venituri operaționale totale

Veniturile totale operaționale realizate în S1 2025 au înregistrat o scădere în procent de 38% comparativ cu aceeași perioadă a anului anterior (2.922 mil lei în S1 2025 față de 4.685 mil lei în S1 2024), în contextul impactului semnificativ a reducerii veniturilor din activitățile zero-profit (piata de echilibrare) cât și a veniturilor conjuncturale (ajutoare de avarie, litigiul căștigat în instanță cu ANAF).

Cheltuieli operaționale totale

Cheltuielile totale operaţionale (inclusiv amortizarea) realizate în pe parcursul S1 2025 au înregistrat scădere cu 40% comparativ cu perioada similară a anului anterior 2.658 mil lei în S1 2025 față de 4.418 mil lei în S1 2024 în contextul impactului semnificativ a reducerii cheltuielilor din activitățile zero-profit.

Rezultatul brut a înregistrat o valoare mai mare în perioada analizată, de la 283 mil lei în S1 2024 la 290 mil lei în S1 2025, în principal datorită creşterii cu 1,8% a cantității de energie electrică transportată, a creşterii veniturilor din tarif reglementat, a veniturilor din interconexiune şi veniturilor din servicii de sistem.

Dinamica între rezultatul înregistrat în S1 2025 comparativ cu S1 2024, descompusă pe componentele constitutive ale rezultatului, este prezentată în graficul următor:

IV. Rezultat net

Rezultatul brut influenţat cu impozitul pe profit în valoare de 33 mil lei la S1 2025 față de 20 mil lei la S1 2024, a condus la un rezultatul net la sfârșitul S1 2025 în valoare de 256 mil lei, în scădere faţă de 264 mil lei la S1 2024.

POZIȚIA FINANCIARĂ

I. Active imobilizate

Activele imobilizate au înregistrat în primul semestru din 2025 comparativ cu decembrie 2024, o creștere ușoară în sumă de 18 mil lei, determinată de creșterea valorii nete a imobilizărilor corporale (+30 mil lei) concomitent cu diminuarea valorii nete a imobilizărilor necorporale (-17 mil lei).

Imobilizări aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing – clădiri

Imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri reprezintă dreptul de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing. Începând cu 01.10.2020 a intrat în vigoare contractul de închiriere valabil pe o perioadă de 5 ani.

La data de 30 iunie 2025, valoarea contabilă netă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum este în sumă de 6,4 mil lei.

Imobilizări necorporale

Imobilizările necorporale în curs de execuție la 30 iunie 2025 înregistrează un sold de 28 mil lei reprezentat de proiectele aflate în derulare, dintre care cele mai semnificative sunt:

Modernizarea sistemului de mesagerie electronică în cadrul CN Transelectrica SA– 12,9 mil lei;
Dezvoltare software dedicat, necesar determinării cantităților de rezerve utilizând metoda probabilistică – 5,9 mil lei;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) – 3 mil lei;
Dezvoltare platforma MARI – 2,5 mil lei;
Program pentru calculul off-line al curenților de scurtcircuit, verificarea reglajelor protecțiilor, determinarea echivalenților de sistem și simularea scenariilor de defect în rețele electrice – 2,6 mil lei.

În primul semestru din 2025 s-au înregistrat transferuri din imobilizări necorporale în curs la imobilizări necorporale în sumă de 13,2 mil lei, din care cele mai importante sunt:

Înlocuirea componentelor hardware, actualizarea și dezvoltarea aplicațiilor specifice ale Platformei Pieței de Echilibrare - II DAMAS, componenta achiziție servicii de migrare și upgrade, aplicații specifice Pieței de Echilibrare – 11,5 mil lei;
Program off-line pentru realizarea modelelor individuale de rețea, calcul regim permanent, calcul

capacitate transfrontalieră, modul de conversie format CGMES (cf. cerințe ENTSO-E), în vederea programării și funcționării SEN pe diverse orizonturi de timp – 1,1 mil lei.

Începând cu data de 30 septembrie 2022, Compania aplică prevederile OUG nr. 119/2022, prin care costurile suplimentare cu achiziția de energie electrică realizate în perioada 1 ianuarie 2022 – 31 martie 2025, în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic și respectiv, consumul tehnologic, față de costurile incluse în tarifele reglementate, se capitalizează trimestrial.

Astfel, costurile capitalizate se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării și se remunerează cu 50% din rata reglementată de rentabilitate aprobată de către Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei, aplicabilă pe perioada de amortizare a respectivelor costuri și se recunosc ca o componentă distinctă.

La 30 iunie 2025, pentru primul semestru din anul 2025, s-au înregistrat venituri din capitalizarea CPT suplimentar în sumă de 0,9 mil lei (de natură nemonetară) reprezentând costuri suplimentare cu achiziția de energie electrică în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic față de costul recunoscut în tarif.

Valoarea contabilă netă a imobilizării necorporale rezultată din capitalizarea CPT-ului suplimentar este în sumă de 253 mil lei.

II. Active circulante

Activele circulante la 30 iunie 2025 (3.691 mil lei) au înregistrat o scădere în procent de 18% comparativ cu valoarea înregistrată la 31 decembrie 2024 (4.497 mil lei), datorată scăderii creanțelor.

Creanțele comerciale înregistrează o scădere cu 19% față de 31 decembrie 2024 (2.702 mil lei la 31 decembrie 2024 comparativ cu 2.179 mil lei la 30 iunie 2025). Evoluțiile cele mai importante le-au avut:

clienții din activitatea operațională care datorită scăderii volumului tranzacţiilor rezultate din cuplarea pieţelor de energie (trimestrul II al anului 2025 față de trimestrul IV al anului 2024) au generat un sold mai mic al creanțelor din activitatea operațională (1.413 mil lei la data de 30 iunie 2025 față de 1.899 mil lei la data de 31 decembrie 2024).
clienţii – piaţa de echilibrare care datorită scăderii volumului tranzacţiilor din piaţa de echilibrare în trimestrul II al anului 2025, faţă de trimestrul IV din anul 2024 a determinat şi scăderea soldului clienţilor din contractele încheiate pentru acest tip de activitate

(641 mil lei la data de 30 iunie 2025 față de 668 mil lei la data de 31 decembrie 2024).

Principalii clienți în sold pe piața de energie electrică sunt reprezentați de: Bursa Română de Mărfuri, IBEX, MAVIR, Ciga Energy SA, Electrica Furnizare SA, Hidroelectrica, OPCOM, RAAN, PPC ENERGIE SA, JAO. Ponderea acestora este de 62,8% în total creanțe comerciale.

clienții - schema de sprijin, care au înregistrat o scădere în primul semestru din 2025 (-12 mil lei) determinată, în principal, de scăderea valorii facturate pentru colectarea contribuției lunare.

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

La data de 30 iunie 2025, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 121 mil lei, reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, din care în principal:

supracompensare pentru perioada 2011-2013 în sumă de 76,70 mil lei, respectiv de la RAAN – 63,46 mil lei și CET Govora SA – 13,23 mil lei;
bonus necuvenit pentru 2014 în sumă de 3,91 mil lei, respectiv de la RAAN – 1,98 mil lei, și CET Govora – 1,93 mil lei;
bonus necuvenit pentru 2015 în sumă de 0,56 mil lei, respectiv de la CET Govora – 0,53 mil lei, Interagro – 0,03 mil lei;
bonus necuvenit pentru 2020 în sumă de 0,52 mil lei de la Donau Chem;
contribuţie pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică în sumă de 20,5 mil lei, respectiv de la: Transenergo Com – 5,9 mil lei, Petprod – 4,4 mil lei, Romenergy Industry – 2,7 mil lei, RAAN – 2,4 mil lei, UGM Energy – 1,5 mil lei, CET Govora – 0,9 mil lei, KDF Energy – 0,5 mil lei etc.

Până la data prezentului raport, Compania a încasat toate creanțele aferente supracompensării activității privind schema de sprijin pentru anul 2024 (suma de 8,6 mil lei) de la Contourglobal Solutions, precum și suma de 8,4 mil lei din bonusul necuvenit stabilit prin Decizii ANRE pentru anul 2024, de la următorii producători: Bepco SRL, Electro Energy Sud, Electrocentrale București, Electrocentrale Craiova, Electroutilaj SA, Municipiul Iaşi, Soceram SA, Termoficare Oradea, Thermoenergy Group şi Vest Energo.

Alte creanțe la data de 30 iunie 2025, în sumă de 221 mil lei au înregistrat o scădere în procent de 5% (-10 mil lei) comparativ cu valoarea înregistrată la 31 decembrie 2024 și includ în principal:

debitori diverși (117 mil lei), din care:
- penalități de întârziere la plată calculate clienților rău platnici, în sumă de 81 mil lei (din care suma de 25,85 mil lei reprezintă penalități aferente schemei de sprijin).

Cele mai mari penalități de întarziere la plată au fost înregistrate de clienții: Romelectro (24,5 mil lei), RAAN (16,9 mil lei), Electromontaj (11,5 mil lei), CET Govora (9,6 mil lei), OPCOM (4,3 mil lei), Total Electric Oltenia (3,3 mil lei), Multiservice G&G SRL (2.2 mil lei), Petprod (1,9 mil lei), ISPE Proiectare şi Consultanţă (1,1 mil lei), GE Digital Services Europe (0,8 mil lei). Pentru penalitățile calculate pentru plata cu întârziere a creanțelor din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere

compensații datorate de furnizori pentru nelivrarea energiei electrice: Arelco Power (0,99 mil lei), Enol Grup (2,54 mil lei) și Next Energy Partners (8,39 mil lei).
creanța de recuperat de la OPCOM reprezentând TVA-ul aferent aportului în natură la capitalul social al filialei în sumă de 4,52 mil lei.
sume primite cu caracter de subvenție în sumă de 38,1 mil lei aferentă contractelor de racordare la RET;
cheltuieli înregistrate în avans în sumă de 22,4 mil lei reprezentate în principal de taxa pe stâlp (10,9 mil lei) cotizații interne şi internaţionale (4 mil lei), impozite şi taxe aferente anului 2025 (2,1 mil lei), CPT (1,9 mil lei), contribuție anuală ANRE aferentă anului 2025 (1,3 mil lei), polițe asigurări (1,1 mil lei), chirie și mentenanță clădire birouri (0,8 mil lei) și altele;
alte creanțe sociale în sumă de 4,6 mil lei reprezentând concedii medicale achitate de angajator salariaților, sume ce urmează a fi recuperate de la Casa Națională de Asigurări de Sănătate, conform legislației în vigoare.

Avansurile către furnizori achitate la 30 iunie 2025 reprezentate de furnizori debitori pentru prestări servicii în sumă de 287 mil lei au scăzut semnificativ (-483 mil lei) față de decembrie 2024 când au fost în sumă de 770 mil lei.

Soldul reprezintă în principal sume din tranzacțiile aferente mecanismului de cuplare prin preț ICP – Interim Coupling Project, SIDC - Single Intraday Coupling, SDAC - Single Day-ahead Coupling și IDA - "IntraDay Auction" (MAVIR – 201 mil lei, IBEX – 70,2 mil lei şi JAO – 15,5 mil lei).

Startul cuplării de succes SDAC Single Day-ahead Coupling s-a efectuat în data de 28 octombrie 2021 şi reprezintă rezultatul cooperării dintre Operatorii Desemnați ai Pieței de Energie Electrică (OPEED) și Operatorii de transport și sistem (OTS) din Bulgaria și România, respectiv IBEX EAD, OPCOM SA, ESO EAD și Transelectrica. Scopul SDAC este de a crea o piață de energie pan-europeană unică transfrontalieră pentru ziua următoare.

În calitate de agent de transfer pentru zona de ofertare a României, CNTEE Transelectrica SA are rolul de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA și IBEX.

Lansarea cuplării pieței de energie pe bază de fluxuri în regiunea Core, în data de 08 iunie 2022, a reprezentat tranziţia de la mecanismul de cuplare ICP – Interim Coupling Project la FBMC – Flow Based Market Cuupling, optimizând piața europeană de energie electrică pentru 13 țări: Austria, Belgia, Croația, Republica Cehă, Franța, Germania, Ungaria, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, România, Slovacia și Slovenia.

În cadrul proiectului FBMC, Transelectrica are rolul atât de Shipper (Agent de Transfer), cât şi de CCP – Central Counterparty. În calitate de CCP, Compania are sarcina de a transfera fluxurile financiare generate de fluxurile de energie electrică, urmare a procesului de cuplare.

Începând cu data de 18 Martie 2025 a fost pusă în funcţiune o noua piaţă cuplată de energie electrică, IDA - "IntraDay Auction", care presupune tranzacţii transfrontaliere de energie electrică, între OPCOM şi pieţele de energie electrică din statele vecine ale UE, Ungaria și Bulgaria. Şi în cadrul acestei activităţi, Compania îşi păstrează rolul de Shipper (Agent de transfer).

TVA de recuperat în sumă de 184 mil lei este aferentă deconturilor pentru perioada martie - iunie 2025, din care până la data prezentului raport, s-a încasat suma de 58 mil lei reprezentând taxa pe valoare adăugată solicitată la rambursare pentru luna martie 2025.

Ajustările de depreciere existente în sold la 30 iunie 2025, calculate pentru creanțe comerciale și penalitățile aferente, sunt în valoare de 198 mil lei. Cele mai mari sunt înregistrate pentru JAO (30,6 mil lei), CET Govora (24,6 mil lei), Romelectro (24,5 mil lei), Arelco Power (14,5 mil lei), Total Electric Oltenia SA (14,9 mil lei), Romenergy Industry (13,5 mil lei), Elsaco Energy (9,3 mil lei), OPCOM (9,1 mil lei), RAAN (8,5 mil lei), Next Energy Partners (8,4 mil lei).

Datorii

Datoriile pe termen lung în sumă de de 1.001 mil lei la data de 30 iunie 2025 au înregistrat o creştere în procent de 13% față de valoarea înregistrată la data de 31 decembrie 2024 care era în sumă de 883 mil lei.

Datoriile purtătoare de dobândă

La data de 30 iunie 2025 valoarea împrumuturilor pe termen lung s-a diminuat față de 31 decembrie 2024 (-6 mil lei), în principal datorită rambursărilor efectuate conform acordurilor de împrumut existente, iar valoarea împrumuturilor pe termen scurt a înregistrat de asemenea,o scădere de 24%.

În intervalul ianuarie-iunie 2025, datoriile curente au înregistrat o diminuare în procent de 22%, de la 3.978 mil lei la 31 decembrie 2024 la 3.092 mil lei la 30 iunie 2025, în principal pe fondul scăderii datoriilor comerciale și altor datorii.

Impact în evoluția datoriilor comerciale au avut:

furnizorii pe piața de energie care au scăzut cu 663 mil lei și înregistrează sold în sumă de 1.590 mil lei la 30 iunie 2025 față de 2.253 mil lei la decembrie 2024.

Această evoluție a fost influențată în principal de:

scăderea soldului datoriilor aferente activității operaționale cu 544 mil lei, influențată de modelul de formare al prețului în funcție de cerere și ofertă pentru cuplarea pieței de energie electrică. Alocările implicite, în care sunt prevăzute simultan capacitate și energie, au fost puternic influențate de variațiile prețului energiei electrice pe bursele din Europa.

Furnizorii pe piața de energie electrică sunt reprezentați în principal de: MAVIR, IBEX, Hidroelectrica SA, OPCOM, S Complexul energetic Oltenia SA, CIGA Energy SA, Bursa Română de Mărfuri, Joint Allocation Office, Nova Power&Gas, OMV Petrom SA.

La 30 iunie 2025, ponderea acestora în total furnizori de energie este de 69%.

scăderea soldului "datoriilor aferente pieței de echilibrare" cu 85 mil lei a fost determinată în principal de scăderea volumului tranzacțiilor înregistrate pe piața de echilibrare în trimestrul II al anului 2025, comparativ cu trimestrul IV al anului 2024.
scăderea datoriilor aferente schemei de sprijin către furnizori (producători) cu 34 mil lei a fost determinată de scăderea valorii bonusului lunar pentru cogenerarea de înaltă eficiență din luna iunie 2025 față de luna decembrie 2024.
furnizorii de imobilizări au scăzut cu un procent de 10% (-15 mil lei) datorită efectuării plăților ajunse la scadență,
furnizori alte activități au scăzut de asemenea cu un procent de 13% (-10 mil lei), fiind reprezentate în principal de categoria datoriilor aferente serviciilor prestate de către terți neajunse la scadență.
"alte datorii" au scăzut cu 14% (- 191 mil lei), de la soldul de 1.372 mil lei în 31 decembrie 2024 la 1.181 mil lei în 30 iunie 2025.

Structura "alte datorii" se prezintă, astfel:

creditori diverși în sumă de 285 mil lei (au scăzut cu 100 mil lei față de 31 decembrie 2024) și sunt reprezentați în principal de poziția netă a schemei de sprijin privind cogenerarea de înaltă eficiență, poziție de datorie (265,7 mil lei), contracte de studii de soluție pentru racordarea la RET (16,4 mil lei), redevență trim II 2025 (1,8 mil lei), garanții și altele (1 mil lei),
clienți creditori la data de 30 iunie 2025 în sumă de 389 mil lei (au scăzut cu 445 mil lei față de 31 decembrie 2024) și reprezintă în principal sume încasate în avans în cadrul tranzacțiilor aferente mecanismelor de cuplare prin preț în valoare de 386,44 mil lei ICP (Interim Coupling Project), SIDC (Single Intraday Coupling), SDAC (Single Day-ahead Coupling), FBMC (Flow Based Market Coupling) şi IDA (Intra Day Auction), de la: BRM (293,8 mil lei), IBEX (46,1 mil lei), MAVIR (21,3 mil lei), JAO (1,2 mil lei) şi OPCOM (24,1 mil lei),
dividendele cuvenite acționarilor Companiei la data de 30 iunie 2025 în sumă de 279,4 mil lei, au crescut semnificativ (0,1 mil lei la 31 decembrie 2024).
datoria pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing, este în sumă de 7 mil lei,
alte datorii pe termen scurt în sumă de 219,9 mil lei sunt reprezentate, în principal, de garanțiile de bună plată a contractelor pe piața de energie electrică încheiate de Transelectrica în sumă de 197 mil lei, TVA neexigibilă în perioada de raportare în sumă de 17 mil lei și impozitul minim global estimat aferent Grupului, ca urmare a aplicării prevederilor Legii nr. 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de întreprinderi multinaționale și a grupurilor naționale de mari dimensiuni în sumă de 5,6 mil lei.

III. Capitaluri proprii

Capitalurile proprii au înregistrat o ușoară diminuare, determinată în principal de înregistrarea distriburii profitului net aferent anului 2024 ca dividende ce urmează a fi repartizate acționarilor în anul 2025 în sumă de 279 mil lei.

Astfel capitalurile proprii la sfârșitul primului semestru din 2025 sunt în valoare de 5.794 mil lei față de 5.815 mil lei la 31 decembrie 2024.

EVOLUȚIA ACȚIUNILOR

Simbol:	TEL
ISIN:	ROTSELACNOR9
Tip:	Actiuni
Segment:	Principal
Categorie:	Premium
Stare!	Tranzactionabila

Semestrul I al anului 2025 a debutat cu un preț de tranzacționare de 37,70 lei/acțiune, deschizând parcursul spre preţul maxim al perioadei de 57,00 lei/acțiune înregistrat la sfârşitul perioadei în data de 30 iunie 2025 ce a generat acționarilor un randament maxim de aproximativ 51%.

Preţul final al perioadei a adus acțiunilor TEL o capitalizare bursieră de 4.178 mil lei.

Variaţia randamentului acţiunilor TEL faţă de BET, BET-NG şi BET-EF a oscilat în cadrul perioadei analizate şi a înregistrat în data de 30 iunie 2025, evoluţie pozitivă cu o creştere de 39 p.p. faţă de BET, BET-NG şi BET-EF.

Tranzacționarea acțiunilor TEL pe parcursul primului semestru al anului 2025 pe piața de capital din România a înregistrat 17.500 de tranzacții cu un număr mediu de 146 tranzacții/zi și 2.464.296 acțiuni tranzacționate, cu o valoare totală de 115.944 mii lei.

indicele BET (Bucharest Exchange Trading indicele de referință al pieței de capital ce reflectă evoluția celor mai lichide 20 companii listate pe piața reglementată a BVB),
indicele BET-NG (Bucharest Exchange Trading Energy & Related Utilities - indice sectorial care reflectă evoluția companiilor din domeniul energie și utilităților listate pe piața reglementată a BVB).
indicele BET-EF (Bucharest Exchange Trading Energy, Utilities And Financials Index- indice sectorial care reflectă evoluția companiilor din domeniul energie, utilităților şi financiar cu excepția fondurilor de investiții listate pe piața reglementată a BVB).

Conform ultimei date de ajustare periodică înregistrată în data de 13.06.2025, acțiunile TEL dețin o pondere de 2,00% în indicele BET, 3,46% în indicele BET-NG şi 2,57% în indicele BET-EF.

Pe plan internaţional acţiunile TEL fac parte din componenţa indicilor MSCI Frontier şi MSCI România.

Evoluția acțiunii TEL în raport cu cei doi indici se regăsește prezentată în graficul alăturat:

PRINCIPALELE RISCURI ŞI INCERTITUDINI

Analiza problemelor decizionale în condiții de risc implică o evaluare a alternativelor de decizie și a consecințelor acestora, având în vedere incertitudinea efectelor deciziilor.

Managementul riscului la nivelul Companiei presupune identificarea, evaluarea și implementarea măsurilor de control pentru optimizarea rezultatelor, în conformitate cu prevederile legale și cu limitele de volatilitate acceptate.

Riscurile identificate sunt analizate periodic și sistematic, fiind consemnate în Registrul riscurilor și monitorizate prin fișe specifice și planuri de implementare a măsurilor de control.

Din perspectiva managementului riscului financiar, rezultatele financiare ale Companiei în primul semestru al anului 2025 au fost expuse la o serie de riscuri generate atât de instrumentele financiare utilizate, cât și de cadrul operațional specific de monopol reglementat.

Aceste riscuri includ: riscul investițional, riscul valutar, riscul de lichiditate, riscul de contrapartidă, riscul privind prevederile din acordurile de finanțare, riscul deteriorării ratingului de credit (un eveniment semnificativ în această perioadă), riscul de rată a dobânzii, riscul de reglementare, riscul de neîndeplinire a condițiilor legale și riscul de fiscalitate.

Principalele riscuri identificate și analiza lor specifică pentru primul semestru al anului 2025 sunt prezentate în continuare:

fluctuația ratei dobânzii

În vederea limitării impactului fluctuației ratei dobânzii asupra lichidității Companiei, au fost contractate credite pe termen lung cu rată fixă a dobânzii, iar pentru creditele pe termen scurt au fost negociate cele mai avantajoase rate de dobândă.

În primele șase luni ale anului 2025, ratele de dobândă de pe piața monetară națională au prezentat o stabilitate relativă, cu ROBOR 1M fluctuând între 5,8% și 6,91%, cu o valoare medie de 6,14%.

Compania este expusă riscului de rată a dobânzii în principal prin linia de credit revolving pe termen scurt, cu rată variabilă, care nu a fost trasă la data de 30 iunie 2025. Creditele pe termen lung în euro au rată fixă.

Compania monitorizează permanent indicatorii macroeconomici iar acest risc nu s-a materializat în perioada analizată.

variația cursului valutar

Riscul valutar exprimă o probabilitate de a înregistra pierderi din contractele comerciale internaționale sau din alte raporturi economice (depreciere RON vs valute), din cauza modificării cursului de schimb valutar în perioada dintre încheierea contractului și scadența acestuia.

O metodă prin care se pot evita astfel de efecte este reprezentată de înscrierea în contract a unei clauze valutare sau a unei clauze de revizuire a prețurilor. Aplicarea diferitelor măsuri extracontractuale pot scuti Compania de prezența efectelor negative.

Pentru limitarea impactului fluctuației cursului valutar, Compania negociază prin intermediul departamentului specializat, cele mai bune rate de schimb valutar și monitorizează permanent indicatorii macroeconomici. Pentru onorarea obligațiilor în valută, Compania are deschise conturi în valută la bănci comerciale din cadrul sistemului bancar românesc.

În ansamblu, riscul valutar în primele 6 luni ale anului 2025 a fost determinat de o combinație de factori interni și externi, inclusiv politici fiscale, situația politică internă și tendințele piețelor financiare globale.

Deși BNR a asigurat menținerea unui curs stabil, incertitudinile economice și politice, în special alegerilor prezidențiale din luna mai, au contribuit la o volatilitate mărită.

În primul semestru al anului 2025, Compania a gestionat expunerea valutară provenită în principal din plăți pentru importuri de echipamente și potențiale venituri din contracte de interconectare.

Fluctuațiile cursului de schimb leu/valută în această perioadă au avut un impact semnificativ, cursul mediu Euro pentru primul semestru al anul 2025 fiind de 5,0042 lei.

5,2000 5,0000	4,9751	4,9770	4,9768	4,9773	-5,0690	5,0500
4,0000	4.8092	4,7800
: 4,0000			4,5044	4,4408	4,4923
4,4000						4,5797.
4,2000						*** Curs Ron/Eur ------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------

prevederile din acordurile de finanțare

În cadrul contractelor de finanțare, există clauze privind respectarea unor indicatori financiari (covenanți), încălcarea acestor clauze putând atrage după sine, în baza unei notificări prealabile și a unui timp rezonabil, plata anticipată a facilităților de finanțare.

De asemenea, unele facilități de finanțare prezintă clauze penalizatoare în cazul rambursării anticipate.

În primul semestru al anului 2025, Compania a respectat prevederile (covenanții) stipulate în acordurile de finanțare existente, menținând un nivel foarte scăzut al ratei de îndatorare.

riscul de credit: o pierdere financiară datorită incapacităţii sau refuzului unui partener contractual de a-şi îndeplini obligațiile contractuale. Acest risc rezultă în principal din creanțele comerciale. Procesul de facturare și încasare de la clienți s-a derulat eficient în perioada analizată, termenele de plată fiind respectate sau înregistându-se abateri nesemnificative.

riscul de preț

Transelectrica nu este direct expusă fluctuațiilor prețurilor de piață ale energiei, deoarece veniturile sale provin în mare parte din tarifele reglementate pentru serviciile de transport al energiei electrice. Totuși, volatilitatea pieței poate afecta indirect Compania, influențând cererea de energie.

Dacă prețurile energiei cresc semnificativ pe piața liberă, consumatorii pot încerca să își reducă consumul sau să migreze către contracte mai ieftine, ceea ce poate modifica volumul de energie transportată de Transelectrica.

Politici energetice naționale și europene, deciziile guvernamentale și reglementările ANRE (Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei) pot influența prețurile, cum ar fi politica de tranziție energetică sau schimbările de taxe și impozite.

Creșterea sau scăderea capacității de producție din surse regenerabile (eoliană, solară) poate determina fluctuații semnificative ale prețului energiei, mai ales în perioadele de vreme extremă (vânt sau soare).

O măsură de gestionare a acestui risc este reprezentată de colaborarea cu ANRE pentru a ajusta periodic tarifele de transport al energiei electrice, având în vedere fluctuațiile pieței de energie, astfel încât să reflecte costurile de operare și investițiile necesare. Investițiile în tehnologie și în managementul avansat al energiei, pot determina o flexibilitate a Companiei în fața fluctuațiilor pieței de energie.

Datorat imprevizibilității pieței de energie (care pot duce la creșteri semnificative de costuri asociate CPT), acest risc poate afecta Compania într-o varietate de moduri, iar impactul său poate fi amplificat de volatilitatea piețelor de energie la nivel național și international.

În primul semestru al anului 2025, prețurile energiei pe piața națională și internațională au prezentat o ușoară tendință de creștere. Deși Transelectrica nu este direct expusă, evoluția prețurilor este monitorizată pentru a evalua potențialul impact indirect asupra volumelor transportate.

riscul de contrapartidă

Reprezintă riscul ca într-o tranzacție financiară, cealaltă parte să nu-și respecte obligațiile contractuale.

Evaluarea bonității contrapartidei (ratinguri de credit, analize financiare) și solicitarea de garanții sunt măsuri pe care Compania le utilizează pentru a monitoriza, gestiona și trata acest tip de risc.

Pe termen scurt, Transelectrica are contractată o linie de credit pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență, cu o dobândă variabilă calculată în funcție de referința ROBOR 1M.

În relațiile contractuale derulate în primul semestru al anului 2025, Compania a monitorizat cu atenție riscul de contrapartidă.

Nu au fost identificate alte expuneri semnificative la risc de contrapartidă, având în vedere calitatea ridicată a majorității partenerilor comerciali.

riscul macroeconomic - deficitul bugetar

Conform celor mai recente previziuni de la Comisia Europeană și observatorii economici, deficitul bugetar al României pentru anul 2025 este estimat la aproximativ 8,6% din PIB.

Această proiecție ia în calcul pachetul de consolidare fiscală implementat la sfârșitul anului 2024, dar semnalează că este necesară o corecție semnificativă față de ținta inițială asumată de guvernul de 7 % din PIB. Abordarea acestui dezechilibru va necesita fie măsuri de austeritate, fie majorări de taxe.

Pentru a finanța deficitul bugetar, România a crescut nivelul datoriei publice, ajungând la 54,6% din PIB în ianuarie 2025, conform datelor Ministerului de Finanţe, cu perspective clare de creștere spre 60%+ în anul curent.

Această creștere a datoriei a ridicat semne de întrebare privind sustenabilitatea fiscală pe termen lung și a contribuit la volatilitatea piețelor financiare.

Lipsa unor măsuri privind reducerea deficitului ar putea duce la suspendarea fondurilor UE, creșteri de dobânzi la finanțare și retrogradări în ratingul de credit, afectând Transelectrica în mod direct și indirect, prin diverse canale economice, fiscale și de reglementare.

Transelectrica, fiind implicată în proiecte de modernizare a rețelei și de interconectare europeană, poate fi afectată prin întârzierea unor proiecte strategice.

Un deficit mare duce, de obicei, la creșterea dobânzilor pe piața internă.

În cazul unor împrumuturi pentru investiții din partea Transelectrica (ex.proiecte de modernizare rețea, digitalizare etc.), Compania se va putea confrunta cu rate mai mari ale dobânzii, crescând astfel costurile de capital.

Deficitul bugetar este adesea asociat cu o depreciere a leului, ceea ce afectează companiile cu componente de costuri în valută.

Deși impactul unui deficit bugetar este semnificativ, Transelectrica are câteva avantaje:

Activitatea de transport al energiei electrice este o activitate de interes general în domeniul energiei electrice, autorizată şi monitorizată de o autoritate publică, cu caracter de monopol natural;
Are reglementări ANRE care oferă o anumită stabilitate veniturilor;
Este listată la BVB, deci are un acces relativ bun la capital.

Aceste riscuri pot influența capacitatea Companiei de a investi, de a-și menține marjele de profit și de a livra randamente către acționari.

Compania acordă o importanţa deosebită analizei mediului de risc şi identificării din timp a unor posibile riscuri ce pot apare în viitor precum şi folosirea unor sisteme de avertizare timpurie.

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

riscul privind neîndeplinirea condițiilor legale

Riscul privind neîndeplinirea condițiilor legale pentru Transelectrica se referă la posibilitatea de a nu respecta anumite obligații prevăzute de legislația națională sau europeană, ceea ce poate avea consecințe semnificative asupra activității sale.

Lichiditatea Companiei ar putea fi afectată de penalizări cauzate de neconformități semnalate în cadrul activităților de control periodic din partea organelor abilitate (ANAF, CCR, MFP etc).

riscul de lichiditate – acesta reprezintă riscul ca Transelectrica să nu-și poată onora obligațiile de plată la scadență. O politică prudentă de gestionare a riscului de lichiditate implică menținerea unui nivel suficient de numerar, echivalent de numerar și disponibilitate financiară prin facilități de credit contractate adecvat. Compania monitorizează nivelul intrărilor de numerar previzionate din încasarea creanțelor comerciale, precum și nivelul ieșirilor de numerar previzionate pentru plata datoriilor comerciale și a altor datorii.

Compania acordă atenție sporită gestiunii eficiente a trezoreriei, prin administrarea eficientă a fluxurilor de numerar și optimizarea surplusului de lichiditate pentru a putea onora obligațiile financiare pe măsură ce acestea ajung la scadență, precum și disponibilitatea, în caz de necesitate, de a apela la finanțări prin facilități de credit adecvate.

Pentru situațiile ce impun finanțarea capitalului de lucru, Compania apelează la credite pe termen scurt, sub forma liniilor de credit revolving.

Pe parcursul primului semestru al anului 2025, Compania a menținut un nivel adecvat al lichidității. Fluxurile de numerar operaționale au fost pozitive, asigurând capacitatea Companiei de a-și onora obligațiile pe termen scurt.

Alte riscuri ce pot influența performanța financiară a Companiei pot fi:

riscul deteriorării ratingului de credit ca urmare a înrăutățirii indicatorilor financiari, climatului macroeconomic și politic sau/și înrăutățirii performanței financiare a Companiei.

Acest risc reflectă un complex de factori, cu potențial efect asupra creşterii costurilor de finanţare pe piaţa de credit, ceea ce poate afecta semnificativ Compania având în vedere o posibilă nevoie de capital necesar a fi atras pentru finanțarea planului de investiţii din cadrul Planului de Dezvoltare RET 2024-2033.

În data de 18 Martie 2025 agenția de rating Moody's a revizuit perspectiva ratingului de credit de la "stabil" la "negativ" pentru Companie, menținând ratingul de credit pe termen lung la Baa3 și BCA la ba1.

Această modificare este consecința directă a schimbării perspectivei ratingului suveran al României de către Moody's din data 14 Martie 2025.

Monitorizând elementele analizate de agentia de rating, precum lichiditatea, veniturile, structura datoriei, covenanții, capitalul de lucru, Compania nu se află în dificultate financiară însă schimbarea perspectivei ca urmare a rating-ului suveran poate influența costurile de finanțare și o diminuare a interesului investitorilor.

riscul investițional

În primul semestru al anului 2025, Transelectrica a continuat implementarea planului său de investiții (CAPEX) pentru modernizarea și extinderea rețelei de transport, monitorizând constant stadiul de execuție al proiectelor majore și evoluția costurilor.

Eforturile s-au concentrat pe respectarea termenelor stabilite și pe identificarea timpurie a oricăror potențiale riscuri de depășire a bugetelor sau de întârziere. De asemenea, Compania a efectuat analize periodice privind perspectivele de rentabilitate ale acestor investiții, asigurând astfel o alocare prudentă a capitalului și urmărind maximizarea beneficiilor economice pe termen lung.

În perioada analizată (S1 2025), Transelectrica a monitorizat activ performanța filialelor care furnizează servicii esențiale, evaluând capacitatea acestora de a susține operațiunile companiei-mamă.

Eforturile s-au concentrat pe asigurarea continuității și calității serviciilor prestate, identificarea timpurie a potențialelor riscuri operaționale sau financiare la nivelul filialelor și implementarea măsurilor preventive necesare pentru a minimiza impactul asupra activității Transelectrica.

Datorită gestionării proactive a riscurilor asociate investițiilor în active și a performanței filialelor, potențialul impact negativ a fost eficient mitigat pe parcursul primului semestru al anului 2025.

riscuri tehnice și operaționale

Materializarea riscurilor de natură tehnică sau rezultate din nerespectarea procedurilor sau sistemelor existente, generate de comportamentului angajaţilor sau de evenimente externe, ar putea influenţa negativ activitatea Companiei.

În perioada analizată s-a constatat menținerea expunerii la risc la nivel similar cu anul anterior. Nu au fost identificate evenimente tehnice sau operaționale majore cu impact financiar semnificativ în primul semestru al anului 2025.

riscul legislativ

Se referă la posibilitatea ca modificările în legislație, reglementări sau politici guvernamentale să afecteze negativ Compania.

În anul 2025, Guvernul a implementat mai multe schimbări care au afectat impozitele pe venit, TVA și impozitele pe profit. Aceste modificări au fost adesea realizate într-un timp scurt și au impus companiilor să se adapteze rapid, crescând riscurile de neconformitate din cauza dificultății de a înțelege și implementa noile reglementări.

Conform Ordonanței de Urgență nr. 156/2024, publicată în Monitorul Oficial nr. 1.334 din 31 decembrie 2024, cota de impozit pe veniturile din dividende a fost majorată de la 8% la 10%, începând cu dividendele distribuite după 1 ianuarie 2025.

Această schimbare se aplică tuturor dividendelor distribuite, indiferent de anul în care a fost realizat profitul. Totuși, pentru dividendele distribuite în baza situațiilor financiare interimare întocmite în cursul anului 2024, cota de impozit rămâne 8%, fără a se efectua recalculări ulterioare după regularizarea acestora pe baza situațiilor financiare anuale.

Compania monitorizează și se adaptează mereu noilor modificări fiscale și de reglementare pentru a asigura conformitatea cu noile cerințe legislative.

Nu au fost identificate cazuri semnificative de neconformitate în primul semestru al anului 2025, toate declarațiile fiscale fiind depuse la termen.

Introducerea unor impozite noi, cum ar fi "taxa pe stâlp" (impozit pe construcții), poate genera incertitudine și riscuri privind impactul financiar suportat de Companie, care deține infrastructură extinsă (posturi, stații de transformare, linii electrice etc.).

Ministerul Finanțelor a stabilit o reducere la 0,5% impozit pentru companiile private, și 0,25% pentru cele ale statului.

Această măsură fiscală poate descuraja investițiile și poate afecta dezvoltarea economică pe termen lung.

Date operaționale

BALANȚA ENERGETICĂ SEN

Analizând evoluția componentelor balanței energetice, în perioada ianuarie – iunie 2025 comparativ cu aceeași perioadă din anul 2024, se observă o scădere ușoară în procent de 0,6% a consumului intern net¹ și o scădere cu 10% a producției nete de energie.

Schimburile fizice transfrontaliere de export au înregistrat în S1 2025 o scădere de 11% față de aceeași perioadă din anul 2024, iar cele de import au înregistrat o creștere în procent de 54%.

În ceea ce privește consumul de energie electrică la nivelul SEN, lunile ianuarie (-1,76%), martie (-3,71%) mai (-2,53%) și iunie (-9,52%), au înregistrat scăderi ale consumului, cu excepția lunii februarie (+6,12%) și aprilie (+1,12%) care au înregistrat creșteri ale consumului.

Creșterea semnificativă a consumului înregistrat în luna februarie 2025 a fost influențată în mare parte de temperatura medie lunară, care a înregistrat valoarea de -2,10⁰C, comparativ cu luna februarie 2024, când s-au înregistrat +6,0⁰C.

În ceea ce privește scăderile de consum din lunile menționate, acestea au un trend descrescător tot mai pronunțat de la o lună la alta, pe măsură ce crește durata intervalului zilnic al radiației solare cu alte

cuvinte, o dată cu creșterea producției de energie la nivelul prosumatorilor (cantitate care nu este măsurată), se înregistrează o scădere a consumului măsurat la nivel națonal.

Lunile ianuarie - aprilie 2025 includ energia injectată în rețea de către prosumatori, dar fără consumul intern al acestora. În ceea ce privește energia netă produsă pentru lunile mai și iunie, aceasta nu include cantitățile de energie introduse în rețea de către prosumatori. De asemenea, pentru luna iunie 2025 valorile pentru energiile regenerabile și hidro sunt provizorii, nefiind incluse nici cantitățile de energie introduse în rețea de către bateriile de stocare.

MIXUL DE PRODUCȚIE

În ceea ce priveşte mixul de producție, în perioada ianuarie - iunie 2025 comparativ cu aceeaşi perioadă a anului 2024, s-a înregistrat o scădere pe toate componentele respectiv, din surse Termo în procent de 3%, Nuclear 1%, Hidro 25%, Regenerabile 2%.

La sfârșitul semestrului I din 2025 producţia din baterii a cumulat valoarea de 68,95 GWh, în timp ce valoarea înregistrată pentru prosumatori a fost de 434 GWh.

Analizând ponderile componentelor mixului de producție netă pentru intervalul ianuarie – iunie 2025 se observă că cea mai mare pondere, 32%, este reprezentată de componenta Termo urmată de componenta Hidro 27%, iar energia produsă din surse regenerabile și nucleară au o pondere de 19% respectiv 20%.

Mix producție energie electrică netă

PARCUL NAȚIONAL DE PRODUCȚIE

În intervalul ianuarie – iunie 2025, puterea instalată în centralele pe surse termo a înregistrat, comparativ cu aceeași perioadă din 2024, o creștere ușoară cu aproximativ 0,2%, de la 5.477 MW instalați la 30 iunie 2024, la 5.490 MW instalați la 30 iunie 2025.

¹ valorile nu includ consumul aferent serviciilor proprii din centralele de producere energie electrică; valoarea consumului net include pierderile din rețelele de transport și distribuție, consumul pompelor din stațiile hidro cu acumulare prin pompaj precum şi stocare consum

La data de 14 mai 2025, puterea instalată în instalațiile de stocare totaliza 240,7 MW, iar la data de 01.06.2025 puterea instalată la prosumatori totaliza 2.726 MW

La data de 01 iulie 2025, puterea brută instalată în SEN totaliza 19.246 MW, cu următoarea structură pe surse primare de energie: cărbune – 2.762 MW (2.162 MW net), hidrocarburi – 2.727 MW (2.198 MW net), nuclear – 1.413 MW (1.300 MW net), hidro – 6.686 MW (6.363 MW net), eolian – 3.091 MW (3.034 MW net), fotovoltaic – 2.427 MW (2.326 MW net), biomasă – 139 MW (127 MW net).

Puterea instalată aferentă perioadei ianuarie - iunie 2025 comparativ cu ianuare-iunie 2024, este redată în graficele care ce urmează:

Putere instalată S1 2025 (19.246 MW. valoare brută) Putere instalată S1 2024 (18.319 MW. valoare brută)

FLUXURI TRANSFRONTALIERE

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

S1 2024 S1 2025

Distribuţia fluxurilor fizice de import (S1 2025: 5,7 TWh, S1 2024: 3,7 TWh) / export (S1 2025: 3,3 TWh, S1 2024: 3,7 TWh) pe liniile de interconexiune în intervalul ianuarie – iunie 2025 faţă de ianuarie - iunie 2024 se prezintă astfel:

exportul a scăzut pe graniţa cu Bulgaria, Ungaria, Ucraina și a crescut pe granița cu Serbia și Moldova, iar
importul a crescut pe granița cu Bulgaria, Serbia, Ungaria, Ucraina și a scăzut pe granița cu Moldova.

Concret, comparativ cu intervalul ianuarie - iunie 2024, fluxurile fizice de export au scăzut pe granița cu Bulgaria (-39% -760GWh), Ungaria (-17% -18GWh) și Ucraina (-67% -142GWh) și au crescut pe granița cu Serbia (+131% +324GWh) și Moldova (14% +171 GWh).

Faţă de semestrul I din anul 2024, s-a înregistrat o creștere de 56% a schimburilor comerciale la import și o scădere de 34% a energiei tranzitate, pe fondul unei hidraulicități mult mai scăzute comparativ cu anul trecut în această perioadă a anului şi în condițiile unui consum intern de energie electrică în general mai mic față de perioada similară din 2024, cu excepția lunilor februarie și aprilie, când consumul a înregistrat o creștere la nivel SEN.

Schimburile comerciale includ cantitatea de energie electrică importată și exportată ca urmare a participării Transelectrica S.A. în calitate de membru operațional în platforma europeană Imbance Netting (IGCC),

începând cu data de 17 decembrie 2021. În data de 01 iulie 2024, la ora 00:00, blocul de reglaj frecvență – putere de schimb RFP-TEL aparținând Transelectrica S.A., a fost actualizat în ceea ce privește modul de activare a rezervelor de tip RRFa, activarea acestora realizându-se în ordinea de merit a prețurilor ofertate de către participanți, cu ciclul de optimizare la 4 secunde.

Prin această actualizare, Transelectrica, Operatorul de Transport și Sistem din România, se conformează obligațiilor legale instituite prin regulamentul european (UE) 2017/2195 al Comisiei din 2 august 2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrice (art. 21), fiind pregătit din punct de vedere tehnic, pentru a se

alătura platformei de echilibrare europene pentru rezerva de restabilire a frecvenței cu activare automată, PICASSO.

Pe granița cu Ungaria, gradul de utilizare este de 100%, atât la import cât și la export, având în vedere că licitațiile pe termen scurt sunt de tip implicit (se alocă simultan capacitate și energie), iar începând cu ianuarie 2023, s-a trecut complet în cazul licitațiilor pe termen lung de la mecanismul de alocare de tip Drepturi Fizice de Capacitate la mecanismul de alocare de tip Drepturi Financiare de Capacitate (capacitatea alocată la licitațiile anuală și lunare nu mai reprezintă un drept fizic care poate fi utilizat de către participant, ci doar un drept financiar al acestuia).

Ungaria import Bulgaria import Serbia export Serbia import Ucraina export Ucraina import Moldova export Moldova import Ungaria export Bulgaria export

Gradul de utilizare a drepturilor totale de capacitate pe o graniţa şi direcție, reprezintă raportul exprimat procentual dintre energia aferentă schimburilor

CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC

Datorită caracteristicilor sale, Consumul Propriu Tehnologic (CPT) în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate.

Factorii care au influențat semnificativ CPT-ul în intervalul ianuarie – iunie 2025, ca exemplu precipitațiile și distribuția fluxurilor fizice transfrontaliere, nu sunt sub controlul Transelectrica.

FACTORI EVOLUȚIE CPT

În luna ianuarie 2025 CPT-ul a scăzut față de luna ianuarie 2024 cu 8%, ca urmare a fluxurilor fizice de import/export mai avantajoase pe liniile de interconexiune de pe granițele cu Ucraina, Ungaria și Republica Moldova, care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse, precum și a condițiilor meteorologice caracterizate de

comerciale realizate (notificate) la nivelul unei luni şi energia corespunzătoare drepturilor totale de capacitate.

cantități de precipitații mai mici, care au determinat scăderea pierderilor corona.

Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,25% în 2024 la 2,09% în 2025.

Energia intrată în contur scăzut cu 0,8% în luna ianuarie 2025 (31,4 GWh) față de perioada similară din 2024, ca urmare a creșterii cu 17,6% (583,5 GWh) a energiei primite de la producătorii racordați la RET și cu 29,4% (69 GWh) a energiei primite din RED, în condițiile creșterii cu 119,2% (621,1 GWh) a energiei primite din import.

În luna februarie 2025 CPT-ul a scăzut față de luna februarie 2024 cu 9%, ca urmare a fluxurilor fizice de import/export mai favorabile pe liniile de interconexiune de pe granițele cu Ucraina și Ungaria, care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse, dar și a condițiilor meteorologice mult mai favorabile, caracterizate de cantități de precipitații mai mici, care au determinat scăderea pierderilor corona.

Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,17% în 2024 la 1,95% în 2025.

Energia intrată în contur a crescut cu 1,2% (44,5 GWh) în luna februarie 2025 față de perioada similară din 2024, ca urmare a creșterii și cu 133,7% (592,7 GWh) a energiei primite din import, în condițiile scăderii cu 13,8% (402,7 GWh) a energiei primite de la producătorii racordați la RET și cu 51,7% (145,4 GWh) a energiei primite din RED.

În luna martie 2025 CPT-ul a crescut față de luna martie 2024 cu 3,2%, în special ca urmare a fluxurilor fizice de import/export mai defavorabile pe liniile de interconexiune de pe granițele cu Serbia și Bulgaria, care au condus la creșterea transportului de energie la distanță față de surse, dar și a condițiilor meteorologice mai defavorabile, caracterizate de cantități de precipitații mai mari, care au determinat creșterea pierderilor corona.

Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a crescut de la 2,24% în 2024 la 2,31% în 2025.

Energia intrată în contur a scăzut cu 0,2% (6,3 GWh) în martie 2025 față de perioada similară din 2024, ca urmare a scăderii cu 14,5% (412,2 GWh) a energiei primite de la producătorii racordați la RET și cu 4,3% (11,2 GWh) a energiei primite din RED, în condițiile creșterii cu 78,6% (417,2 GWh) a energiei primite din import.

În luna aprilie 2025 CPT-ul a crescut față de luna aprilie 2024 cu 0,8%, ca urmare a creșterii cu 3,7% a energiei intrate în conturul RET, în condițiile în care fluxurile fizice de import/export au fost mai avantajoase pe liniile de interconexiune de pe toate granițele cu excepția celei cu Republica Moldova, conducând la reducerea transportului de energie la distanță față de surse, iar condițiile meteorologice au fost caracterizate de cantități de precipitații mai mici, care au determinat scăderea pierderilor corona.

Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,44% în 2024 la 2,37% în 2025. Energia intrată în contur crescut cu 0,76% în luna aprilie 2025 (116,7 GWh) față de perioada similară din 2024, ca urmare a creșterii cu 38% (256,2 GWh) a energiei

primite din import, în condițiile scăderii cu 9,9% (29,3 GWh) a energiei primite din RED și cu 5,1% (110,2 GWh) a energiei primite de la producătorii racordați la RET.

În luna mai 2025 CPT-ul a crescut față de luna mai 2024 cu 1,1%, ca urmare a creșterii cu 5,4% a energiei intrate în conturul RET, precum și a condițiilor meteorologice caracterizate de cantități de precipitații mai mari, care au determinat creșterea pierderilor corona, în condițiile în care fluxurilor fizice de import/export au fost mai avantajoase pe liniile de interconexiune de pe toate granițele, conducând la reducerea transportului de energie la distanță față de surse.

Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,36% în 2024 la 2,27% în 2025. Energia intrată în contur crescut cu 5,39% în luna mai 2025 (160,8 GWh) față de perioada similară din 2024, ca urmare a creșterii cu 2,18% (42,6 GWh) a energiei primite de la producătorii racordați la RET, cu 14,88% (38,0 GWh) a energiei primite din RED și cu 10,33% (80,2 GWh) a energiei primite din import.

În luna iunie 2025 CPT-ul a scăzut față de luna iunie 2024 cu 24,7%, ca urmare a scăderii energiei intrate în conturul RET, fluxurilor fizice de import/export mai avantajoase pe liniile de interconexiune de pe granițele cu Ucraina, Ungaria și Serbia, care au condus la reducerea transportului de energie la distanță față de surse, precum și a condițiilor meteorologice caracterizate de cantități de precipitații mai mici, care au determinat scăderea pierderilor corona.

Procentul pierderilor raportat la energia intrată în RET a scăzut de la 2,21% în 2024 la 1,88% în 2025. Energia intrată în contur scăzut cu 11,26% în luna iunie 2025 (375,8 GWh) față de perioada similară din 2024, ca urmare a scăderii cu 20,54% (481,9 GWh) a energiei primite de la producătorii racordați la RET, în condițiile creșterii cu 7,68% (59,5 GWh) a energiei primite din import și cu 21,41% (46,6 GWh) a energiei primite din RED.

Concluzii

Pe ansamblul semestrului I din 2025 CPT-ul în RET a scăzut cu 6% comparativ cu perioada similară din anul 2024, ca urmare a scăderii energiei intrate în RET în luna iunie, dar în principal ca urmare a fluxurilor fizice mai avantajoase pe liniile de interconexiune, în mod deosebit a celor de pe granițele cu Ucraina și Ungaria și a condițiilor meteorologice mai favorabile din lunile ianuarie, februarie, aprilie și iunie, caracterizate de cantități mai reduse de precipitații, care au determinat reducerea pierderilor corona.

Raportat la energia intrată în conturul RET, pierderile au scăzut de la 2,27% la 2,14%, în condițiile în care energia intrată în RET în prima jumătate a anului 2025 a fost cu doar 0,4% sub cu cea din anul anterior.

Dezvoltare RET

MIJLOACELE FIXE ÎNREGISTRATE ÎN CONTABILITATE

Valoarea totală netă a imobilizărilor corporale a înregistrat o apreciere la 30 iunie 2025 faţă de 31 decembrie 2024 fiind determinată de creşterea valorii imobilizărilor corporale în curs concomitent cu înregistrarea amortizării imobilizărilor corporale.

Valoarea mijloacelor fixe înregistrate în contabilitate în ianuarie-iunie 2025 este de 319,5 mil lei (358,7 mil lei în aceeași perioadă a anului 2024) în scădere cu 39 mil lei.

Cele mai mari transferuri din imobilizări corporale în curs la imobilizări corporale, sunt reprezentate în principal de punerea în funcţiune a obiectivelor de investiţii, dintre care cele mai semnificative sunt enumerate mai jos:

Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400kV s.c. Porțile de Fier - (Anina) – Reșița – 176,8 mil lei;
Creșterea siguranței în funcționare a zonei de rețea Argeș-Vâlcea, realizarea Stației 400 kV Arefu și montarea unui AT 400 MVA, 400/220 kV – 83,4 mil lei;

IMOBILIZĂRI CORPORALE ȘI NECORPORALE

Achizițiile de imobilizări corporale și necorporale în S1 2025 sunt în sumă de 196,6 mil lei, în scădere comparativ cu aceeași perioadă a anului 2024 când achizițiile au fost în sumă de 256,2 mil lei.

Soldul imobilizărilor corporale în curs de execuţie conform poziției financiare la 30 iunie 2025, în sumă de 834 mil lei, este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 281,7 mil lei;
Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu – 66,2 mil lei;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în stațiile 400/220/110/20kV Sibiu Sud și Bradu – 58,8 mil lei;
Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 KV București Sud – 58,6 mil lei;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan (Etapa I de finanțare) - 30,7 mil lei;
Mărirea capacității de transport a LEA 220 kV Stejaru - Gheorgheni – Fântânele – 14,8 mil lei;
Optimizarea funcționării LEA 400kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 4,8 mil lei;
Înlocuire instalație interioară de încălzire și climatizare clădire administrativă sediul U.T.T Bucuresti ( S.F+P.T+C.S ) – 2,7mil lei;
Eliberarea amplasamentului și realizarea condițiilor de coexistență între drum de legatură DN 69 cu A1 și LEA 220 kV Arad - Calea Aradului – 1,9 mil lei;
Cumpărarea cotei-părți de 49,6% deținută de către Smart SA, din imobilul Centru de Instruire Păltiniș – 1,7 mil lei;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa I Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400 kV Stupina – 1 mil lei.
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (H.CA nr. 17/2007) – 50 mil lei;
Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46,9 mil lei;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 43,5 mil lei;
Retehnologizarea Stației 400/110/20 kV Smârdan 39,8 mil lei;
Staţia 400 kV Stâlpu 38,3 mil lei;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Medgidia Sud 26,7 mil lei;
Retehnologizarea Stației 110 kV Timișoara și Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Anina - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad, etapa II: Stația 400 kV Timișoara – 9,4 mil lei;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) – 8,6 mil lei.

PROGRAMUL ANUAL DE INVESTIŢII

Detalierea cheltuielilor pentru investiţii la 30 iunie 2025 pe principalele capitole din programul anual de investiţii, se prezintă astfel:

Nr.	Categorii de cheltuieli	Programat *	Realizat (mil lei)
crt.		(mil lei)	S1 2025	S1 2024
	Total general (A+B)	726,3	212,95	236,98
A	Cheltuieli proprii Companiei	613,00	201,56	220,70
B	Investiţii finanţate din tarif de racordare	113,30	11,38	16,28

() PAI 2025 rev. A2*

Astfel, gradul de realizare a programului anual de investiţii la 30 iunie 2025 este de 29,3% față de Program și 49,0% față de bugetat Trimestrul I + II la Total General și de 32,9% față de Program și 51,0% față de bugetat Trimestrul I + II la categoria Cheltuieli proprii Companiei.

Valoarea realizată a investiţiilor în continuare este de 171,03 mil lei şi reprezintă 84,9% din cheltuielile de investiţii proprii Companiei realizate în anul 2025.

Valoarea realizată a investiţiilor finanțate din tarif de racordare este de 11,38 mil lei, corespunzător solicitărilor de executare a unor lucrări de relocări de rețele sau racordare la rețea a unor producători.

Programul de investiții pentru anul 2025 a fost revizuit de două ori până la 30.06.2025.

Planul de dezvoltare al Companiei pentru următorii 10 ani include un program complex de investiții, care urmărește consolidarea securității energetice, digitalizarea și implementarea conceptului SMART GRID, ceea ce va genera, pe de o parte, creșterea capacității de integrare a energiei regenerabile în sistem și pe de altă parte creșterea capacității de interconexiune.

În ceea ce privește capacitatea RET de a integra noi unități de producție din surse regenerabile, trebuie menționat potențialul eolian și solar al regiunilor Dobrogea (sud-estul țării) și Banat (sud-vestul țării).

Aceste regiuni, deja congestionate, nu mai permit integrări de noi capacități, însă luând în considerare investițiile în curs de realizare precum și cele planificate doar pentru aceste două regiuni, până în 2027, vor fi aproximativ 5.000 de MW suplimentari disponibili.

ASPECTE CONTRACTUALE

Cele mai importante contracte de investiții semnate în S1 2025 sunt:

Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Anina - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad. LEA 400 kV Timișoara - Arad, (etapa III) – 185,21 mil lei,
Trecerea la 400 kV a stației Teleajen și retehnologizarea stației 110 kV Teleajen – 161,95 mil lei,
LEA 400 kV Suceava Bălți pentru porțiunea de proiect pe teritoriul Romaniei – 133,43 mil lei.

FONDURI EUROPENE

Colaborarea dintre Transelectrica şi Universitatea Politehnica din Bucureşti

Investiţia în formarea tinerilor reprezintă un obiectiv de bază pentru Companie.

Transelectrica participă la procesul de selecție inițiat de Universitatea Politehnica București pentru înființarea și operaționalizarea unui Consorțiu pentru crearea unei rute profesionale complete pentru învățământul tehnic, unde, împreună cu UPB s-a depus cererea de finanțare pentru implementarea proiectului "Campus Dual Politehnica București".

Proiectul se derulează pe o perioada de 3 ani (termen maxim de implementare: până la data de 30 iunie 2026). Începând cu luna noiembrie 2023 și până în prezent, în cadrul C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. se

organizează stagii de practică pentru un număr de 5 elevi înscriși în învățământul dual la Colegiul Tehnic de Poștă și Telecomunicații "Gheorghe Airinei".

În perioada ianuarie-iunie 2025, cei 11 elevi ai Colegiului Tehnic de Poştă şi Telecomunicaţii "Gheorghe Airinei" București, cu care am încheiat contracte individuale de pregătire practică în invăţământul dual, au continuat stagiile de practică în cadrul Companiei.

De asemenea, au avut loc întâlniri pentru desemnarea unor specialişti din cadrul Companiei care să fie cadre didactice asociate în cadrul programului de licenţă dual "Energia regenerabilă şi tehnologii sustenabile".

În luna mai 2025, a fost aprobat prin hotărâre de guvern programul de masterat dual "Sisteme de energie regenerabilă", în cadrul Universității Naționale de Știință şi Tehnologie Politehnica Bucureşti. Pentru acest program de masterat, tot in luna mai a avut loc prima sesiune de admitere, iar din comisia de admitere a făcut parte şi un reprezentant al Companiei.

Fondul de Modernizare

În prezent sunt în derulare 11 Contracte de finanțare:

Construirea unei noi linii electrice aeriene de 400 kV (d.c.) Medgidia Sud-Constanța Nord, echipată cu un singur circuit;
Construirea unei noi linii electrice aeriene de 400 kV (1c) Gădălin – Suceava, inclusiv interconectarea la SEN;
Etapa II "Axul Banat", Construirea unei noi linii electrice aeriene de 400kV Reșița – Timișoara/Săcălaz, Retehnologizarea stației 110 /220 kV Timișoara și trecerea la 400 kV;
Etapa III "Axul Banat", Construirea unei noi linii electrice aeriene de 400 kV Timișoara/Săcălaz – Arad, Retehnologizarea stației de110kV Arad și trecerea la 400kV și construirea noii stații Săcălaz de 400 kV;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Brazi Vest-Teleajen-Stâlpu;
Proiect pilot - Retehnologizarea Stației de 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de stație digitală;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și 400/220/110/20 kV Bradu;
Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme de monitorizare on-line (tip SMART GRID);
Digitalizarea RET prin instalarea a 2 sisteme online pentru Contorizarea și managementul datelor de măsurare a energiei electrice pe piața angro, si pentru Monitorizarea calității energiei electrice;
Proiect pilot DigiTEL Green – Retehnologizare stația 220/110/20 kV Mostiștea în concept de stație digitală și cu impact redus asupra mediului;
Proiect Pilot DigiTEL Power Lines of the Future – Trecerea LEA 400 kV Isaccea-Tulcea Vest de la simplu circuit la dublu circuit.

În ianuarie-iunie 2025, pentru proiectele 1-11, în conformitate cu prevederile Contractelor de finanțare, au fost elaborate și transmise către Ministerului Energiei rapoarte semestriale de progres pentru semestrul II al anului 2024 și rapoarte anuale aferente 2024, precum și alte categorii de informații solicitate de către Minister (raportări aferente procedurilor de achiziții publice etc).

De asemenea, responsabilii Contractelor de finanțare participă, în mod constant, la reuniuni tehnice online cu reprezentanții Ministerului Energiei în scopul monitorizării contractelor finanțate din Fondul pentru Modernizare.

În perioada ianuarie-iunie 2025 au fost depuse Cereri de prefinanțare / Cereri de rambursare, în valoare totală de 46.725.028,50 lei.

Proiectul "LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan"

În ceea ce privește Proiectul "LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan", finanţat prin Programul Operaţional Infrastructură Mare 2014-2020, Axa prioritară 8 - Sisteme inteligente şi sustenabile de transport al energiei electrice şi gazelor naturale, Obiectivul specific 8.1 – Creșterea capacității Sistemului Energetic Național pentru preluarea energiei produse din resurse regenerabile, în perioada iunie-septembrie 2024 au fost depuse 2 (două) cereri de rambursare cu o valoare totală rambursată de 27.590.123,87 lei către Autoritatea de Management – POIM.

Prin semnarea Contractului de finanțare nr. 146 din 12 decembrie 2024, proiectul Liniei Electrice Aeriene (LEA) 400 kV dublu circuit Gutinaș-Smârdan a intrat în Etapa a II-a de implementare începând cu 1 ianuarie 2025. Această fază este finanțată din Programul de Dezvoltare Durabilă 2021-2027 (cod MySMIS2021+: 326878), beneficiind de o alocație nerambursabilă de 100.339.057,89 lei din Fondul de Coeziune. Etapa inițială, finalizată la 31 decembrie 2024, a fost susținută prin Programul Operațional Infrastructură Mare 2014- 2020 (cod MySMIS2014+: 129245), cu o finanțare de 138.136.986,79 lei din Fondul European de Dezvoltare Regională.

Lansarea publică a etapei a doua a fost marcată prin publicarea anunțului în presa națională la 6 martie 2025, urmată de organizarea, în 26 martie 2025, a ședinței oficiale de începere a derulării Contractului de finanțare din fonduri nerambursabile nr. 146/2024.

În luna iunie 2025 a fost încasata valoarea de 7.211.894,87 lei, reprezentând cheltuiala nerambursabilă aferentă Cererii de rambursare nr. 1, finanțată prin programul PDD 2021-2027.

A fost inițiată implementarea Hotărârii de Guvern nr. 174/2025 din 27 februarie 2025, care aprobă scoaterea definitivă din fondul forestier național a 0,1941 ha și ocuparea temporară a 32,6358 ha pentru realizarea LEA 400 kV d.c. Gutinaș–Smârdan. Terenurile vizate, situate în județele Bacău, Vrancea și Galați, urmează a fi predate către C.N.T.E.E. "Transelectrica" S.A. în termen de maximum 180 de zile de la intrarea în vigoare a hotărârii, cu respectarea obligațiilor privind regenerarea și compensațiile silvice.

Planul REPowerEU

Planul REPowerEU stabilește o serie de măsuri menite să reducă rapid dependența de combustibilii fosili din Rusia și să accelereze tranziția verde, sporind în același timp reziliența sistemului energetic din UE.

Obiectivul investiţiei finanţate prin REPowerEU este de a creşte flexibilitatea şi de a soluţiona blocajele din reţeaua de electricitate pentru accelerarea integrării capacităţilor suplimentare de energie regenerabilă şi pentru creşterea gradului de rezilienţă a reţelei, consolidând, în acelaşi timp, securitatea cibernetică printr-o mai bună capacitate de reacţie la atacurile cibernetice.

După semnarea Contractului de finanțare dintre Secretariatul General al Guvernului (Coordonator de reformă și/sau investiție) și C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. (Beneficiar) din data de 09.04.2024 s-au realizat activităţi aferente pentru implementarea Investiției 5. Digitalizarea, eficientizarea și modernizarea rețelei naționale de transport a energiei electrice (alocare 56.237.200 euro), finanțată prin Planul Național de Redresare și Reziliență, aferentă Componentei 16. REPowerEU , care cuprinde următoarele Subinvestiții:

Subinvestiția 5a. – Instalarea de centrale fotovoltaice (CEF) și instalații de stocare a energiei electrice destinate alimentării serviciilor interne instalate în stațiile C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. (alocare 29.557.000 euro);
Subinvestiția 5b. – Retehnologizarea SMART SA – filiala C.N.T.E.E. Transelectrica S.A (alocare 18.240.000 euro);
Subinvestiția 5c. - Optimizarea rețelei de comunicații și crearea unui centru de date –Teletrans SA, filiala C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. (alocare 8.440.200 euro).

În data de 09.04.2024 a fost semnat Contractul de finanțare pentru implementarea acestei investiții între C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. și Secretariatul General al Guvernului, în calitate de Coordonator de reformă și/sau investiție.

În perioada ianuarie-martie 2025 au fost transmise către Secretariatul General al Guvernului raportări săptămânale și bilunare privind stadiul implementării Investiției 5.

Totodată, pentru Subinvestiția 5a. – Instalarea de centrale fotovoltaice (CEF) și instalații de stocare a energiei electrice destinate alimentării serviciilor interne instalate în stațiile Transelectrica în perioada de referință, au fost elaborate și depuse cereri de transfer, în valoare de 597.595,04 lei.

Programul Horizon

Reprezentanţii Companiei participă în cadrul Consorţiilor formate pentru dezvoltarea proiectelor dezvoltarea proiectelor TwinEU şi SmarTWin finanţate prin Programul de Cercetare – Inovare al Uniunii Europene Horizon.

Proiectul TwinEU (Digital Twin for Europe) finanţat prin programul Horizon Europe, a demarat la data de 01.01.2024 şi se va derula pentru o perioadă de 36 de luni.

Compania face parte din consorțiul format pentru dezvoltarea acestui proiect, – care reunește 71 de parteneri din Europa, printre care se numără operatori de transport și sistem, companii de tehnologie, universități și institute de cercetare, asociații europene, dezvoltatori de soluții.
Obiectivul proiectului vizează creşterea nivelului de eficienţă şi de penetrare a tehnologiilor smart în cadrul reţelelor electrice conducând către o rețea cu adevărat inteligentă. Rezultatele proiectului sunt așteptate să contribuie la dezvoltarea unor noi arhitecturi de rețele inteligente, precum și la integrarea acestora în cadrul infrastructurii digitale europene.
Beneficiile pentru Companie constau în instruirea și familiarizarea personalului cu soluțiile tehnice de dezvoltare a rețelei de transport folosind tehnologiile Smart și cu beneficiile pe care acestea le pot aduce sistemului, având în vedere necesitatea găsirii unor soluții pentru integrarea energiei din surse regenerabile la cotele stabilite în Planul Naţional Integrat Energie și Schimbări Climatice (PNIESC) pentru anul 2030 și a îndeplinirii obligațiilor impuse de ANRE
În trimestrul I al anului 2024, Compania a încasat prefinanţarea în sumă de 65.625 euro, reprezentând 75% din valoarea bugetului estimat la rambursare, activitatea în cadrul proiectului pe parcursul anului 2024 continuând conform graficului.

În perioada ianuarie-iunie 2025, activitatea în cadrul proiectului a continuat conform graficului, reprezentanții Companiei contribuind activ la acțiunile aflate în derulare.

Proiecte de Interes Comun

Proiectul de Interes Comun CARMEN (Carpathian Modernized Energy Network)

În decursul anului 2024, Compania a reluat procesul de obținere a finanțării prin Mecanismul de Interconectare a Europei (CEF). A fost demarat procesul de pregătire a aplicației de finanțare comună a partenerilor implicați în proiect (Delgaz Grid S.A., C.N.T.E.E. "Transelectrica" S.A. și Elektroenergien Sistemen Operator EAD) în cadrul apelului de proiecte deschis la data de 30.04.2024. În cadrul Proiectului CARMEN, C.N.T.E.E. "Transelectrica" – S.A. a inclus următoarele Obiective de investiții:

"Optimizarea reglajului de tensiune și a parametrilor de calitate a energiei electrice prin instalarea echipamentelor de tip FACTS în stațiile Gutinaș și Roșiori;
"Modernizarea și mărirea capacității de transport a LEA 220 kV: Fântânele – Ungheni,"
"Platformă națională de Sincrofazori, conectată la Platforma Internațională pentru schimb Date Sincrofazori (IPDE);
"Instalații pentru reglajul circulațiilor de putere activă cu scopul limitării congestiilor din RET".

În urma analizei procesului de pregătire a aplicației și a oportunității de accesare a finanțării, s-a decis amânarea depunerii acesteia pentru anul 2024, concluzionându-se că șansele de succes vor fi mai ridicate în cadrul apelului următor, programat pentru anul 2025.

Astfel, pentru Proiectul CARMEN (Carpathian Modernized Energy Network), în perioada ianuarieiunie 2025, s-a desfășurat procesul de elaborare a aplicației de finanțare prin Mecanismul de Interconectare a Europei (CEF).

Evenimente

În legătură cu elementele, evenimentele sau factorii de incertitudine care au influențat activitatea pe parcursul primului semestru 2025, se pot menționa:

Volatilitatea pieţei construcţiilor şi a materialelor din domeniul energetic, precum şi actualul context geopolitic au determinat o creştere spectaculoasă a prețurilor, cu impact asupra valorii contribuției companiei la finanțarea proiectelor.
Întârzieri mari înregistrate în avizarea de către instituţiile abilitate a proiectelor de acte normative care reglementează transferul dreptului de administrare, în numele statului român, asupra unor terenuri aflate pe culoarul liniilor electrice aeriene pe care le construiește C.N.T.E.E. Transelectrica S.A., fapt care a indus întârzieri în asigurarea de către companie, a accesului antreprenorilor la aceste terenuri, având ca efect înregistrarea unor mari întârzieri în implementarea proiectelor și respectarea termenelor de punere în funcțiune a proiectelor de investiții linii electrice aeriene, având, la rândul său ca efect, unele întârzieri în respectarea graficului de rambursare a sumelor eligibile pentru proiectele cu finanțare nerambursabilă. Ca o consecință a acestui fapt,

Transelectrica a trebuit să ia în considerare riscul de a nu putea beneficia în totalitate de fondurile nerambursabile europene care i-au fost alocate, cu efect negativ și asupra ratei de absorbție de fonduri europene a României.

Perspective 2025

Compania are în vedere următoarele:

Abordarea oportunităților de finanțare nerambursabilă vizează două paliere:
procesul de monitorizare a oportunităţilor de finanţare nerambursabilă lansate de autorităţile finanţatoare de la nivel naţional şi european, care se desfăşoară în mod constant,
identificarea oportunităților de finanțare care se realizează corelat cu priorităţile de dezvoltare ale

INVESTIȚII FINANCIARE ALE COMPANIEI

La nivel european, sectorul energetic se află într-un proces de transformare, punându-se accent pe tranziția de la un model preponderent național de evoluție și dezvoltare a sectorului energetic, la un model de dezvoltare integrată și coordonată la nivel european care să asigure dezvoltarea unitară la nivel continental dar care să permită și adaptarea la specificațiile naționale totodată cu urmărirea intereselor legitime ale statelor europene.

În acest context Compania este afiliată următoarelor entități:

TSCNET
JAO
GECO POWER COMPANY

TSCNET (TSCNET Services GmbH)

A fost constituit pentru a deservi Operatorii de Transport și de Sistem (OTS) din regiunea est-centralvestică a Europei (regiunea CORE) în vederea implementării coordonate a codurilor europene de rețea. Afilierea se face cu participarea în cadrul acționariatului TSCNET prin efectuarea unei tranzacții de cumpărare de acțiuni în cadrul societății.

Prin Hotărârea nr. 9 a AGEA din data de 05 iunie 2018 s-a aprobat afiliera Companiei la Centrul de coordonare a securității din regiunea CORE, TSCNET prin participarea la capitalul social cu un aport de 470.500 euro (1 acțiune – 2.500 EUR).

Companiei, precum şi cu nevoile identificate în ceea ce priveşte susţinerea implementării acestora.

Continuarea unei bune colaborări interinstituționale, cu Ministerul Investiţiilor şi Proiectelor Europene, Ministerul Energiei, Ministerul Economiei, Secretariatul General al Guvernului și celelalte entități guvernamentale, pentru asigurarea cadrului legal necesar implementării proiectelor de interes comun și de importanță națională pe care le implementează Compania.

JAO (Joint Allocation Office)

Începând cu anul 2019, licitațiile pentru alocarea capacităților pe termen lung se realizează coordonat de către JAO care a fost desemnat ca Operator al Platformei Unice de Alocare (SAP).

Transelectrica a fost invitată de JAO să devină parte a acționariatului acestuia.

Prin Hotărârea nr.10 a AGEA din data de 20 august 2018 s-a aprobat afilierea Companiei la acționariatul Joint Allocation Office (JAO) cu o subscriere în numerar în valoare de 259.325 euro, fiindu-i alocate 50 de acțiuni.

GECO POWER COMPANY

Adunarea generală a acționarilor întrunită în data de 12 august 2024 a decis prin HAGEA nr.4, participarea Companiei la capitalul social al unei noi societăți, alături de celelalte părți relevante desemnate la nivelul Republicii Azerbaidjan, Georgiei, și Ungariei.

Compania, alături de Azerenerji Open Joint Stock Company, JSC Georgian State Electrosystem și MVM Energy Private Limited Liability Company, a constituit o societate cu răspundere limitată cu sediul în România, organizată și funcționând potrivit legii române, cu un capital social total de 15 mil lei împărțit în 1.500.000 părți sociale în valoare de 10 lei fiecare, în care aportul Companiei este de 3,75 mil lei, corespunzător unui număr de 375.000 părți sociale în valoare de 10 lei fiecare și reprezentând o cotă de participare la capitalul social precum și la beneficii/pierderi de 25%.

Evenimente semnificative

IANUARIE – IUNIE 2025

Hotărârea nr. 1 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 15 ianuarie 2025

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei întrunită în ședință în data de 15 ianuarie 2025:

a aprobat indicatorii cheie de performanță rezultați din Planul de Administrare,
nu a aprobat indemnizația fixă a membrilor Consiliului de Supraveghere al Companiei ca fiind în cuantum de 42.350 lei brut/lună,
nu a aprobat stabilirea limitelor generale ale remunerației și celelalte beneficii ce vor fi acordate de către C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. membrilor Directoratului, incluzând indemnizația fixă, precum și alte avantaje acordate acestora,
a aprobat stabilirea datei de 06 februarie 2025 ca dată de înregistrare a acționarilor asupra cărora se vor răsfrânge efectele Hotărârii Adunării Generale Ordinare a Acționarilor.

Planificare investiții de peste 9,4 miliarde de lei pentru dezvoltarea rețelei electrice de transport

În data de 20 ianuarie 2025, printr-un comunicat de presă, Transelectrica a adus la cunoștința persoanelor interesate faptul că va implementa un plan de dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport pentru perioada 2024-2033, aprobat de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei, în valoare de 9,49 miliarde de lei, cu peste 2 miliarde de lei mai mult decât planul precedent.

Noul plan include proiectele de investiții deja aflate în derulare, precum și 12 proiecte noi, structurate pe 4 axe prioritare de dezvoltare:

retehnologizare/modernizare RET,
siguranța alimentării consumului,
integrarea producției din surse regenerabile și din centrale noi în Dobrogea și Moldova și
creșterea capacității de interconexiune.

Valoarea Planului de Dezvoltare a RET pentru perioada 2024-2033 înregistrează o creștere de 2,3 miliarde de lei față de valoarea planului precedent aferent perioadei 2022-2031, iar structura cheltuielilor de investiții, din punct de vedere al obiectivelor prioritare urmărite, este:

Lucrări de investiții care au ca scop retehnologizarea rețelelor electrice de transport (RET) existente – 30% din valoarea totală a investițiilor planificate în perioadă este alocată;
Lucrări de investiții care au ca scop integrarea producției din surse regenerabile și din alte centrale noi – 28% din valoarea totală a investițiilor planificate în perioadă este alocată;
Investiții planificate în vederea creșterii capacității de interconexiune – 26% din valoarea totală a investițiilor planificate în perioadă este alocată;
Investiții destinate creșterii siguranței alimentării cu energie electrică – 13% din valoarea totală a investițiilor planificate în perioadă este alocată.

Astfel, Compania își propune pentru următorii 10 ani proiecte de investiții în valoare de aproape 2,7 miliarde de lei destinate integrării noilor unități de producție de energie din surse regenerabile, atât din Dobrogea și Moldova, cât și din alte zone.

Planul de Dezvoltare al RET pentru perioada 2024- 2033 include proiecte de interes european care contribuie la implementarea priorităților strategice ale Uniunii Europene privind infrastructura energetică transeuropeană din următoarele clustere de investiții: Proiectul 138 "Black Sea Corridor", Proiectul 144 "Mid Continental East Corridor", Proiectul 259 Ungaria - România și Proiectul 341 North CSE Corridor.

Moody's confirmă rating-ul Baa3, perspectivă stabilă

Compania a informat acționarii şi părțile interesate că în data de 20.01.2025 a fost notificată cu privire la faptul că Agenția Internațională de Rating Moody's Investors Service a publicat confirmarea rating-ului pe termen lung "Baa3", menținând totodată perspectiva stabilă.

Linia Aeriană 400 kV Reșița-Pancevo a intrat în exploatare comercială

Conform Comunicatului Companiei, în data de 29 ianuarie 2025 a intrat în exploatare comercială și cel de-al doilea circuit al liniei electrice aeriene dublu circuit (LEA) 400 kV Reșița (RO) - Pancevo (RS), respectiv circuitul 1, marcând un pas important în consolidarea interconexiunii rețelelor electrice de transport ale României și Serbiei.

Anul trecut în luna noiembrie, a fost operaționalizat comercial circuitul 2 al LEA 400 kV Reșița Pancevo, ca urmare a punerii în funcțiune parțiale a noii stații 400 kV Reșița.

Odată cu operaționalizarea comercială completă a LEA 400 kV Reșița – Pancevo, capacitatea de schimb transfrontalier a României cu Serbia ajunge până la 1000 MW.

Astfel, LEA 400 kV Reșița-Pancevo devine cea de-a 11-a linie de interconexiune de 400 kV dintre România și țările vecine, reafirmând angajamentul Transelectrica pentru dezvoltarea infrastructurii energetice și integrarea pieței regionale de electricitate.

LEA 400 kV Reșița-Pancevo are o lungime totală de 131 de kilometri, dintre care 63 de kilometri pe teritoriul României.

Intrarea în exploatare comercială completă a liniei de interconexiune dintre Reșița și Pancevo s-a realizat în cadrul etapei a doua a proiectului de construire a nivelului de 400 kV în Stația Electrică de Transformare Reșița, etapă care va fi finalizată integral până la sfârșitul primului trimestru al acestui an.

Retehnologizarea Stației Stâlpu și construirea noii stații de 400 kV

Printr-un comunicat emis în data de 31 ianuarie 2025, Compania a anunțat că demarează lucrările de execuție pentru investiția privind construirea "Stației Electrice 400 kV Stâlpu" și pentru investiția "Modernizare celule 110 kV și medie tensiune în Stația Stâlpu".

Ca urmare a semnării contractului de execuție și finalizare a lucrărilor, care a avut loc în luna ianuarie, conducerea Transelectrica și membrii echipei responsabile de implementarea investiției au avut prima întâlnire cu reprezentanții contractorului, respectiv Electromontaj SA.

Realizarea investiției pentru retehnologizarea stației existente Stâlpu și construirea noii stații de 400 kV au la bază atât necesitatea evacuării energiei produse în zona Dobrogea de viitoarele grupuri 3 și 4 ale Centralei Nucleare Cernavodă, a realizării și racordării la rețea a noilor centrale din surse regenerabile, precum și a consolidării siguranței în alimentare a consumatorilor.

Astfel, finalizarea noii stații de 400 kV Stâlpu va permite racordarea Liniei Electrice Aeriene 400 kV Cernavodă – Stâlpu, linie finalizată și racordată în prezent în stația Gura Ialomiței, precum și conectarea Axului LEA Brazi Vest - Teleajen – Stâlpu, după finalizarea lucrărilor de trecere la tensiunea de 400 kV, aflate în derulare la această dată.

Lucrările de execuție, cu o valoare de aproximativ 95 de milioane de lei, au ca termen de finalizare luna ianuarie 2027.

Înregistrare la ONRC Geco Power Company-Green Energy Corridor Power Company

Compania a informat publicul investitor în data de 31 ianuarie 2025 asupra înregistrării la Oficiul Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul București a societății Joint Venture, respectiv "GECO POWER COMPANY-Green Energy Corridor Power Company.

Hotărârea nr. 2 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 24 februarie 2025

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei întrunită în ședință în data de 24 februarie 2025:

a aprobat efectuarea de către "Transelectrica" de operațiuni și servicii financiare cu disponibilul bănesc în lei sau valută, decizia pentru fiecare operațiune de trezorerie de acest tip (inclusiv schimburi valutare și constituire depozite bancare) fiind în competența Directoratului, în limita maximă de până la 500.000.000 lei (sau echivalent în euro) pe tranzacție;
a aprobat achiziționarea de către Companie a serviciilor de asistență juridică și reprezentare în fața instanțelor de judecată în vederea apărării intereselor Companiei în cauza ce face obiectul dosarului nr. 28414/3/2024, în limita a 50.000 lei, fiind incluse toate cheltuielile ocazionate cu reprezentarea în instanță până la pronunțarea unei sentințe definitive;
a aprobat numirea PKF FINCONTA SRL în calitate de auditor financiar al C.N.T.E.E. Transelectrica

S.A., pentru o perioadă de 12 luni, dar nu mai târziu de 31.12.2025;

a aprobat conținutul actului adițional la contractul de mandat încheiat între membrii Consiliului de Supraveghere și societate prin includerea indicatorilor aprobați prin Hotărârea Adunării Generale a Acționarilor nr. 1/15.01.2025 și împuternicirea reprezentantului Secretariatului General al Guvernului în Adunarea Generală a Acționarilor pentru a semna în numele Companiei actele adiționale la contractele de mandat cu persoanele numite în calitate de membri ai Consiliului de Supraveghere.
Moody's a revizuit perspectiva de la "stabilă" la "negativă"

Compania a informat acționarii și părțile interesate că Agenția Internațională de Rating Moody's Investors Service (Moody's) a revizuit perspectiva ratingului de credit al Companiei de la "stabil" la "negativ". Această modificare este consecința directă a schimbării perspectivei ratingului suveran al Romaniei de către Moody's, anunțată la data de 14 martie 2025.

Ratingul de credit pe termen lung al "Transelectrica" S.A. a fost menținut la Baa3, iar evaluarea de credit de baza (BCA) a fost confirmată la ba1.

Retehnologizare Stația electrică de transformare 220/110/20 kV Baru Mare

Transelectrica a inaugurat finalizarea procesului de retehnologizare a stației 220/110/20 kV Baru Mare, un proiect important pentru funcționarea sigură și stabilă a rețelei electrice din regiune. Odată cu această investiție, Compania a încheiat procesul de modernizare a tuturor stațiilor electrice de transformare din județul Hunedoara, consolidând infrastructura energetică din zonă.

Hotărârea nr. 3 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 1 aprilie 2025

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei întrunită în ședință în data de 1 aprilie 2025:

a aprobat stabilirea Programului de investiții pe exercițiul financiar 2025 și estimările pentru anii 2026 si 2027;
a aprobat Bugetul de venituri și cheltuieli al Companiei pe anul 2025, precum și estimările pentru anii 2026 și 2027;
a aprobat reconfirmarea, conform art. 38 și art. 39 al OUG nr. 109/2011, cu modificarile și completările ulterioare, a punctului 10 al Hotararii AGOA nr. 3

din 29 aprilie 2024, respectiv: stabilirea, limitelor generale ale remunerației și celelalte beneficii ce vor fi acordate de către C.N.T.E.E. TRANSELECTRICA S.A. membrilor Directoratului, incluzând indemnizația fixă, indemnizația variabilă, precum și alte avantaje acordate acestora.

Solicitare acționar majoritar

Compania a informat publicul investitor cu privire la faptul că în data de 08 aprilie 2025 a înregistrat adresa acționarului majoritar (reprezentat legal prin Secretariatul General al Guvernului), având ca subiect Memorandumul cu tema: Mandatarea reprezentanților statului în Adunarea Generală a Acționarilor/Consiliul de Administrație, după caz, la societățile naționale, companiile naționale și societățile cu capital integral sau majoritar de stat, precum și la regiile autonome, în vederea luării măsurilor ce se impun pentru repartizarea unei cote de minim 90% din profitul net realizat al anului 2024 sub formă de dividende/vărsăminte la bugetul de stat, în vederea ducerii la îndeplinire a prevederilor acestuia.

Solicitarea acționarului majoritar și răspunsul pe care l-a formulat Compania sunt postate pe site-ul Companiei, în secțiunea Relații Investitori/AGA/ Materiale, aferent ședinței AGOA anuală, convocată pentru data de 29 (30) aprilie 2025.

Exercițiu de restaurare a SEN realizat cu succes din Hidrocentrala Porțle de Fier I

Aproape 100 de specialiști tehnici și dispeceri din sistemul electroenergetic național, din cadrul Transelectrica, Hidroelectrica, OMV Petrom, Romgaz, CE Oltenia, CNE Cernavodă, DEER, PPC Rețele Electrice, Distribuție Energie Oltenia, Delgaz Grid, Nova Power&Gas și Monsson au realizat, în data de 8 aprilie 2025, un exercițiu de restaurare a SEN din Centrala Hidroelectrica Porțile de Fier I, cu alimentare din sistemul sârbesc.

La această acțiune de restaurare au fost invitați și deținători de instalații de stocare de mari dimensiuni, întrucât în contextul integrării în sistem a unor volume din ce în ce mai mari de energie regenerabilă rolul stocării devine tot mai important pentru siguranța sistemului.

Exercițiul organizat la Centrala Hidroelectrică Porțile de Fier I a presupus pornirea unui grup având sursă de alimentare din Serbia, din CHE Djerdap I, și a implicat dispeceri din cadrul Transelectrica - DEN, Hidroelectrica - CHE Porțile de Fier I și Dispecerul Energetic Național din Serbia.

Pe tot parcursul exercițiului, instalațiile energetice s-au comportat conform parametrilor proiectați și așteptați, acțiunea fiind una de succes.

Menționăm că acțiunile de restaurare a SEN sunt organizate ca urmare a obligațiilor legale pe care Transelectrica le are în calitate de Operator de Transport și Sistem, membru al rețelei interconectate europene, în conformitate cu prevederile Regulamentului European 2196/2017.

De asemenea, un alt obiectiv al exercițiilor de acest tip este instruirea și pregătirea personalului operativ și tehnic al entităților din cadrul Sistemului Electroenergetic Național, sarcină aflată în responsabilitatea Transelectrica.

Apărarea și restaurarea sunt activități esențiale, care permit gestionarea unor situații de urgență și readucerea sistemului la starea normală de funcționare.

Trecere cu succes a provocărilor generate de un consum minim istoric

Sistemul Electroenergetic Național (SEN) a trecut cu succes provocările tehnice fără precedent din primele două zile ale Sărbătorilor Pascale, când consumul de electricitate a atins niveluri minime istorice, pe fondul suprapunerii sărbătorilor pascale pentru creștinii ortodocși și catolici.

Duminică, în Prima Zi de Paște, consumul a coborât până la aproximativ 2.500 MW – cel mai scăzut nivel istoric, iar luni, A Doua Zi de Paște, în intervalul 12:00 – 13:00, consumul minim instantaneu a fost de 2.701 MW.

Instalațiile de stocare au avut un rol important în echilibrarea sistemului, consumul acestora depășind 130 MW în ambele zile, respectiv 135 MW duminică și 133 MW luni.

Acest echilibru al sistemului în condiții excepționale a fost posibil datorită colaborării extraordinare și a implicării constante a entităților din SEN, autorități, producători și operatori de rețea, dar mai ales datorită

profesionalismului, vigilenței și devotamentului colegilor care au fost prezenți la datorie.

Hotărârea nr. 4 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 29 aprilie 2025

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei întrunită în ședință în data de 29 aprilie 2025:

nu a aprobat situațiile financiare separate ale CNTEE "Transelectrica"–S.A. pentru exercițiul financiar al anului 2024;
nu a aprobat situațiile financiare consolidate ale CNTEE "Transelectrica"–S.A în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024;
nu a aprobat situațiile financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 pentru aprobarea reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024;
nu a aprobat repartizarea profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31.12.2024 în sumă de 585.924.311 lei;
nu a aprobat dividedndul brut pe acțiune din profitul înregistrat la data de 31.12.2024 la valoarea de 2,12 lei;
nu a aprobat descărcarea de gestiune a membrilor Directoratului şi a membrilor Consiliului de Supraveghere pentru anul financiar 2024;
a aprobat Raportul de remunerare aferent anului financiar 2024;
a aprobat "Politica de remunerare a membrilor din conducerea executivă și neexecutivă a CNTEE "Transelectrica"– S.A. revizuită la nivelul lunii martie 2025;
nu a aprobat Raportul anual asupra situațiilor financiare individuale ale Companiei pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2024;
nu a aprobat Raportul anual asupra situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană ale Companiei pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2024;
nu a aprobat Raportul anual asupra situațiilor financiare consolidate ale Companiei întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 pentru

aprobarea reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2024;

nu a aprobat Raportul de sustenabilitate consolidat al CNTEE "Transelectrica"–S.A. pentru anul 2024;
nu a aprobat stabilirea datei de 05 iunie 2025 ca dată "ex date", dată calendaristică de la care acțiunile Companiei obiect al Hotărârii Adunării generale ordinare a acționarilor se tranzacționează fără drepturile care derivă din respectiva hotărâre;
a aprobat stabilirea datei de 06 iunie 2025 ca dată de înregistrare a acționarilor asupra cărora se vor răsfrânge efectele Hotărârii Adunării Generale Ordinare a Acționarilor;
nu a aprobat stabilirea datei de 26 iunie 2025 ca "data plății" dividendului brut pe acțiune din profitul înregistrat la data de 31.12.2024.

Precizări, drept la replică, articol publicat de Asociația Prosumatorilor și Consumatorilor de Energie

Având în vedere comunicatul de presă intitulat "Transelectrica: 18 milioane de euro încasate necuvenit în 2024", publicat de Asociația Prosumatorilor și Consumatorilor de Energie și conținând afirmații tendențioase, cu potențialul de a induce în eroare opinia publică și de a afecta în mod nejustificat imaginea Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA, Compania a considerat necesară prezentarea unor clarificări esențiale, în spiritul transparenței și al unei informări corecte.

Astfel, prin intermediul Comunicatului de presă publicat pe site-ul Companiei, s-a reiterat faptul că veniturile Companiei Naționale de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA sunt reglementate și controlate de Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), instituție care aprobă tarifele practicate de Transelectrica pentru transportul energiei electrice și pentru achiziția serviciilor de sistem.

De asemenea, în ceea ce privește tariful pentru transportul energiei electrice, criteriul de dimensionare a tarifului este acoperirea costurilor necesare pentru dezvoltarea, întreținerea și exploatarea rețelei de transport al energiei electrice cu care este prestat serviciul public de transport al energiei electrice iar în ceea ce privește tariful pentru achiziția serviciilor de sistem, criteriul de dimensionare a tarifului este acoperirea costurilor cu achiziția de la furnizori terți autorizați (producători de energie electrică, instalații de stocare a energiei electrice, consumatori de energie

electrică comandabili) a serviciilor de sistem necesare pentru buna și sigura funcționare a Sistemului Electroenergetic Național.

Comunicatul în întregime poate fi consultat pe pagina de internet a Companiei accesând linkul https://web.transelectrica.ro/noutati/lista\_noutati.html.

Hotărârea nr. 5 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 11 iunie 2025

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei întrunită în ședință în data de 11 iunie 2025:

a aprobat Situațiile financiare separate ale CNTEE "Transelectrica"–S.A. pentru exercițiul financiar al anului 2024;
a aprobat Situațiile financiare consolidate ale CNTEE "Transelectrica"–S.A. întocmite în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024;
a aprobat Situațiile financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 pentru aprobarea reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024;
a aprobat repartizarea profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31.12.2024 (în procent de 90% conform Memorandum acționar majoritar) în sumă de 585.924.311 lei;
a aprobat dividendul brut pe acțiune din profitul înregistrat la data de 31.12.2024, la valoarea de 3,81 lei;
descărcarea de gestiune a membrilor Directoratului şi a membrilor Consiliului de Supraveghere pentru anul financiar 2024;
a aprobat Raportul anual asupra situațiilor financiare individuale ale Companiei pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2024;
Raportul anual asupra situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană ale Companiei pentru exerciţiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2024;
Raportul anual asupra situațiilor financiare consolidate ale Companiei întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 pentru

Raportul de sustenabilitate consolidat al CNTEE "Transelectrica"– S.A. pentru anul 2024;
a aprobat stabilirea datei de 31 iulie 2025 ca "data plății" dividendului brut pe acțiune din profitul înregistrat la data de 31.12.2024.

70 de ani de funcționare neîncetată a Dispecerului Energetic Național, un reper pentru siguranța și securitatea energetică a României

Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. a marcat 70 de ani de la asigurarea primei ture, la 13 iunie 1955, în cadrul Dispecerului Energetic Național (DEN) – structura-cheie care asigură, în timp real, siguranța funcționării sistemului electroenergetic național și coordonarea acestuia în rețeaua interconectată europeană.

Aniversarea a fost celebrată printr-un eveniment care a reunit oficiali guvernamentali, oficiali din cadrul autorității de reglementare din sectorul energetic, reprezentanți ai Parlamentului, lideri ai celorlalți operatori din sistemul energetic, precum și actuali și foști angajați ai Dispecerului Energetic Național.

Dispecerul Energetic National a avut o evoluție impresionantă de-a lungul timpului. La data de 1 februarie 1955 s-a înființat Dispecerul Energetic Național, inițial sub denumirea de Serviciul Dispecer Național.

La inițiativa conducătorilor tehnici și a dispecerilor care au contribuit la înființarea Dispecerului Energetic Național, în data de 13 iunie 1955, s-a asigurat prima tură, aceasta fiind și data oficială de naștere a DEN.

Acest moment a reprezentat baza pentru dezvoltarea şi transformările ulterioare ale conducerii Sistemului Electroenergetic Naţional.

Astfel, 13 iunie 1955 este data care marchează punctul de pornire pentru transformările și dezvoltarea ulterioare ale conducerii Sistemului Electroenergetic Național (SEN).

Înființarea Dispecerului Energetic Național, la 13 iunie 1955, a fost impusă de interconectarea sistemelor energetice zonale ale Ardealului și Moldovei, în 1954.

Precizări privind misiunea de audit de conformitate realizată de Curtea de Conturi la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA

Ca urmare a apariției în spațiul public a unor informații referitoare la concluziile unui raport de audit de conformitate întocmit de Curtea de Conturi, Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA a adus la cunoștința acționarilor și investitorilor, prin intermediul unui comunicat de presă, unele clarificări care se regăsesc integral pe pagina de internet a Companiei accesând următorul link https://www.transelectrica.ro/web/tel/rapoarte-curente.

Nu în ultimul rând, Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA reafirmă angajamentul ferm față de principiile transparenței, responsabilității și informării corecte a investitorilor și acționarilor, asigurând că orice informație de interes va fi comunicată public în măsura în care este completă, certă și relevantă, evitând crearea unor percepții distorsionate, tensionate sau speculative, care nu reflectă realitatea și pot afecta nejustificat interesele legitime ale Companiei și ale acționarilor săi.

Exercițiu complex de restaurare a Sistemului Electroenergetic Național, realizat de Transelectrica în parteneriat cu Hidroelectrica și în colaborare cu Operatorul de Transport și Sistem din Bulgaria

În data de 21 iunie 2025, Compania Națională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica SA, în colaborare cu SPEEH Hidroelectrica SA și cu Operatorul de Transport și Sistem din Bulgaria – ESO – EAD, a desfășurat cel mai complex exercițiu de restaurare a Sistemului Electroenergetic Național (SEN), care a presupus pornirea fără tensiune a centralelor hidroelectrice CHE Lotru și CHE Vidraru.

Activitățile s-au desfășurat în Centrala Hidroelectrică Vidraru, Centrala Hidroelectrică Lotru și în zona de rețea adiacentă, în Stația Electrică de Transformare 400/220/110/20 kV Arefu, în Stația Electrică de Transformare 400/220/110/20 kV Sibiu Sud, în Stația Electrică de Transformare 400/220/110/20 kV Bradu, în Stația Electrică de Transformare 220/110/20 kV Târgoviște și în Stația Electrică 110/20 kV Șotânga.

Exercițiul a avut ca scop testarea și validarea capacității de a restaura Sistemul Electroenergetic Național în scenariul unei avarii majore, prin metoda "bottom-up", adică prin repornirea sistemului de la nivel local, cu ajutorul unor surse autonome de energie și extinderea treptată către întreaga rețea.

Au fost create două insule energetice independente, care au fost sincronizate în Stația Electrică de Transformare 400/220/110/20 kV Arefu, iar ulterior s-a realizat sincronizarea cu sistemul energetic al Bulgariei, pe un traseu tehnic special configurat.

Exercițiul face parte dintr-o serie de testări inițiate de Transelectrica, în parteneriat cu Hidroelectrica, menite să asigure pregătirea tehnică și operațională a sistemului pentru situații de urgență.

Acțiunea continuă demersurile similare realizate anterior la CHE Vidraru, CHE Lotru și CHE Porțile de Fier I.

Acțiunile de restaurare ale SEN sunt realizate în conformitate cu obligațiile legale pe care Transelectrica le are în calitate de Operator de Transport și Sistem, membru al rețelei de interconectare europene, în baza Regulamentului European nr. 2196/2017 privind codul rețelei pentru situații de urgență și restaurare.

Într-un context regional în care securitatea energetică devine tot mai importantă, aceste tip de exerciții contribuie la întărirea capacității de reacție rapidă, îmbunătățirea cooperării transfrontaliere în Europa de sud – est, precum și la creșterea rezilienței sistemului energetic național.

Procedura de plată a dividendelor distribuite în temeiul HAGOA nr. 5/2025

În temeiul Hotărârii nr. 5 a Adunării generale ordinare a acționarilor din data de 11 iunie 2025, CNTEE "Transelectrica" S.A. (TEL) a transmis, prin intermediul unui comunicat, procedura de plată a dividendelor din profitul înregistrat la data de 31.12.2024.

Valoarea dividendului brut aferent exercițiului financiar 2024 este de 3,81 lei brut/acţiune iar dividendele se vor efectua, începând cu data de 31 iulie 2025 (data plății), către acționarii înregistrați la data de 11 iulie 2025 în Registrul Acționarilor TEL (dată ex-date 10 iunie 2025), prin intermediul Depozitarului Central SA (DC) și al agentului de plată BRD – Group Société Générale (BRD).

EVENIMENTE ULTERIOARE

Hotărârea nr. 6 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 8 iulie 2025

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei, în temeiul prevederilor Legii societăților nr. 31/1990, republicată, cu modificările și completările ulterioare, ale Legii nr. 24/2017 privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă, republicată, cu modificările și completările ulterioare, și ale Regulamentului A.S.F. nr. 5/2018 privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață, cu modificările și completările ulterioare, întrunită în ședință în data de 08 iulie 2025:

a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Păun Costin Mihai, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23093/30.05.2025,
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din

OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Atanasiu Teodor, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23088/30.05.2025,

a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Vasilescu Alexandru-Cristian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23089/30.05.2025,
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Zezeanu Luminița, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23092/30.05.2025,
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Dascăl Cătălin-Andrei, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23090/30.05.2025,
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Orlandea Virgil-Dumitru, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23091/30.05.2025,
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Rusu Rareș Stelian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23094/30.05.2025

Incident în rețeaua electrică de transport în zona de vest a țării

În data de 9 iulie 2024, Compania a anunțat faptul că, în urma fenomenelor meteorologice extreme înregistrate, în după-amiaza zilei de 8 iulie 2025 în zona de vest a țării, manifestate prin furtuni violente și rafale de vânt cu viteze cuprinse între 90 și 120 km/h (cod roșu), o porțiune a Liniei Electrice Aeriene dublu circuit (LEA) 220 kV Reșița–Timișoara a fost semnificativ afectată, mai mulți stâlpi fiind avariați, pe raza județului Timiș.

Totodată, condițiile meteo severe de vijelii și vânt puternic (cod roșu) manifestate recent în zona de vest și nord-vest a țării au afectat și Linia Electrică Aeriană 400 kV Roșiori – Gădălin, unde a fost avariat un stâlp de pe traseul LEA.

Incidentul care a afectat LEA 220 kV Reșița - Timișoara nu a generat întreruperi în alimentarea cu energie electrică a consumatorilor, însă a afectat temporar disponibilitatea completă a rețelei electrice de transport (RET) în zona de vest a țării.

Echipele de intervenție au fost mobilizate imediat după producerea evenimentului au fost în teren pentru evaluarea pagubelor și stabilirea măsurilor tehnice necesare remedierii, fiind implicate toate entitățile tehnice cu responsabilități din cadrul Transelectrica și a filialei SMART SA.

În gestionarea situației a fost stabilită o cooperare permanentă cu autoritățile competente și cu operatorul local de distribuție.

Sistemul Electroenergetic Național (SEN) funcționează în condiții de siguranță, fiind monitorizat în permanență de către Dispecerul Energetic Național.

Mobilizare pentru înlocuirea stâlpului avariat de pe Linia Electrică Aeriană 400 kV Gădălin – Roșiori

În data de 16 iulie 2025, intervenția de înlocuire a stâlpului de înaltă tensiune al Liniei Electrice Aeriene 400 kV Gădălin – Roșiori, avariat în urma furtunii violente din zona localității Jibou, județul Sălaj, a fost finalizată cu succes, linia fiind repusă în funcțiune.

Intervenția, asigurată de echipele tehnice ale SMART SA, filiala Transelectrica, și ale Sucursalei Teritoriale de Transport Cluj – Napoca, a fost una de mare complexitate și s-a desfășurat în condiții dificile de teren, într-o zonă greu accesibilă pentru utilaje și echipamente.

Echipele de intervenție s-au mobilizat rapid și au lucrat fără oprire, într-o adevărată cursă contra cronometru, pentru a reda în sistem cât mai rapid linia electrică aeriană indisponibilizată.

Pentru aceasta, au fost necesare o serie de activități logistice complexe, precum adaptarea unor drumuri de acces, transportul agabaritic, pe o distanță de câteva sute de kilometri, al unui stâlp cu o înălțime de peste 30 metri și o greutate de circa 7,5 tone, precum și aducerea în teren a unei macarale pe șenile de mare tonaj.

Datorită unui efort coordonat și intens, linia a fost repusă sub tensiune, iar funcționarea în condiții de siguranță a rețelei în zona de nord – vest a țării a fost restabilită integral.

Transelectrica investește continuu în modernizare, mentenanță și extinderea rețelei.

În ultimii trei ani, Transelectrica a construit 60% din liniile nou construite în ultimii 20 de ani, respectiv 305 kilometri de linii de 400 kV și 220 kV, din totalul de 496 kilometri finalizați de la începutul anilor 2000.

Până în 2030 Transelectrica are în pregătire, în diferite etape sau în lucru, peste 740 de kilometri de noi linii electrice aeriene.

Convocarea Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor

Directoratul Companiei a convocat în conformitate cu prevederile Legii societăților nr. 31/1990, republicată, cu modificările și completările ulterioare, ale Legii nr. 24/2017 privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă, republicată, cu modificările și completările ulterioare, ale Regulamentului A.S.F. nr. 5/2018 privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață, cu modificările și completările ulterioare, precum și ale Actului constitutiv al Companiei în vigoare, Adunarea generală extraordinară a acționarilor în data de 18/19 august 2025, cu următoarea ordine de zi:

aprobarea achiziționării de către Transelectrica a serviciilor de consultanță și respectiv asistență juridică și reprezentare în fața instanțelor de judecată în vederea apărării intereselor Companiei în legătură cu ducerea la îndeplinire și respectiv contestarea Hotărârii Plenului Curții de Conturi a României nr. 47/23.01.2025 și în subsidiar Raportul de Audit de Conformitate nr. 6000/23.01.2025 și Scrisoarea de Management nr. 6001/23.01.2025, întocmite de Curtea de Conturi,
Informare privind achizițiile de produse, servicii și lucrări, angajamente care implică obligaţii importante ale Companiei cu o valoare mai mare de 5.000.000 euro, precum și credite și garanţii pentru credite cu o valoare sub 50.000.000 euro.

STRUCTURA ACȚIONARIATULUI

Structura acționariatului Companiei la data de 30.06.2025 este următoarea:

	Nr.	Pondere
Denumire acționar	acțiuni	în total
Statul român prin SGG	43.020.309	58,7%
PAVĂL Holding	4.753.567	6,5%
Fondul de Pensii Administrat Privat NN	4.007.688	5,5%
Alţi acţionari - persoane juridice	16.584.688	22,6%
Alţi acţionari - persoane fizice	4.936.890	6,7%
Total	73.303.142	100%

COMPONENȚA DIRECTORATULUI

La data prezentului raport componența Directoratului este după cum urmează:

Ștefăniță MUNTEANU	Președinte Directorat
Cătălin-Constantin NADOLU	Membru Directorat
Victor MORARU	Membru Directorat
Florin-Cristian TĂTARU	Membru Directorat
Vasile-Cosmin NICULA	Membru Directorat

TARIFE

În conformitate cu prevederile Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice, aprobată prin Ordinul preşedintelui ANRE

I)Tariful de transport aplicat în trimestrul II 2025

Prin Ordinul Preşedintelui ANRE nr.99/2024, s-au aprobat tarifele de introducere a energiei electrice în rețeaua de transport (T_G) si de extragere a energiei nr.68/2024, s-a stabilit tariful de transport aplicat în anul 2025 începând cu data de 1 ianuarie.

electrice din reţea (T_L), practicate de CNTEE Transelectrica S.A., valabile de la 01 ianuarie 2025, conform tabelului de mai jos:

Transportul energiei electrice*	u.m.	Tarif aplicat în anul 2024	Tarif în vigoare de la 1 ianuarie 2025 conform Ordin ANRE nr. 99/20.12.2024	Diferență (%)
(1)	(2)	(3)	(4)	(5)=(4)/(3)
T_G (componenta de injecție în rețele)	Lei/MWh	3,82	3,29	-13,87%
T_L (componenta de extracţie din reţele)	Lei/MWh	27,72	33,03	19.16%

*Notă: Începand cu data de 1 ianuarie 2025 s-a eliminat noţiunea de "tarif mediu de transport". Până la data de 1 ianuarie 2025, ANRE aproba o valoare medie a tarifului de transport şi valorile tarifelor de injecție în rețea T_G (tarif plătit de producători) şi de extraţie din rețea T_L (tarif plătit de consumatori). În derularea contractelor de transport se aplică doar tarifele T_G și T_L. Tariful mediu de transport avea doar o valoare indicativă și reprezenta un indicator al evoluției în timp a tarifului de transport în ansamblul acestuia indiferent de modul de alocare a costurilor pe cele două tarife TG și TL.

Componentele tarifare ce alcătuiesc tarifele de introducere a energiei electrice în rețeaua de transport (TG) şi de extragere a energiei electrice din reţea (T_L), practicate de CNTEE Transelectrica S.A., valabile de la 01 ianuarie 2025, sunt prezentate în tabelele de mai jos:

	Componente tarifare - Tarif de introducere a energiei electrice în rețeaua de transport (TG)

	Tarif de la 01 ianuarie	Componenta tarifară	Componenta tarifară
	2025 (lei/MWh), conform	corespunzătoare venitului	corespunzătoare venitului
	Ordin ANRE nr.	reglementat CPT care se	reglementat CPT suplimentar
	99/20.12.2024, din care:	recuperează de la	capitalizat care se recuperează de
		producători (C_CPT_P)	la producători (C_CPT_S_P)
		(lei/MWh)	(lei/MWh)
Tarif de introducere a
energiei electrice în rețeaua	3,29	2,84	0,45
de transport (T_G)

Componente tarifare - Tarif de iextracţie a energiei electrice din rețeaua de transport (TL)

	Tarif de la 01 ianuarie 2025 (lei/MWh), conform Ordin ANRE nr. 99/20.12.2024, din care:	Componenta tarifară corespunzătoare venitului reglementat nonCPT (CT_nonCPT) (lei/MWh)	Componenta tarifară corespunzătoare venitului reglementat CPT care se recuperează de la clienții finali (C_CPT_C)) (lei/MWh)	Componenta tarifară corespunzătoare venitului reglementat CPT suplimentar capitalizat care se recuperează de la clienții finali (C_CPT_S_C) (lei/MWh)
Tarif de extragere a energiei electrice din rețele (T_L)	33,03	24,01	7,73	1,29

Valorile planurilor de investiții anuale ale CNTEE "Transelectrica" S.A., aprobate de către ANRE, corespunzătoare perioadei a V-a de reglementare (2025 - 2029), defalcate pe surse de finanțare cât şi valoarea minimă obligatorie pentru totalul investițiilor realizate din surse proprii pentru perioada a V-a de reglementare și valorile minime obligatorii pentru investițiile realizate în rețeaua electrică de transport al energiei electrice din surse proprii corespunzătoare perioadei a V-a de reglementare, au rămas nemodificate faţă de cele prezentate în "Raportul aferent trimestrului I 2025".

De asemenea, valorile aferente celorlalte elemente cheie din cadrul veniturilor liniarizate aprobate de ANRE pentru perioada V de reglementare (2025- 2029), au rămas nemodificate faţă de cele prezentate în "Raportul aferent trimestrului I 2025".

Evenimente ulterioare perioadei raportate privind tariful pentru achiziţia serviciilor de sistem:

II)Tariful pentru achiziţia serviciilor de sistem aplicat în trimestrul II 2025

În baza prevederilor Metodologiei de stabilire a tarifului pentru achiziţia serviciilor de sistem, aprobată prin Ordinul ANRE nr.116/2022, CNTEE Transelectrica SA a transmis la ANRE, propunerea si fundamentarea tarifului pentru achiziţia serviciilor de sistem începând cu data de 1 iunie 2025.

Având în vedere cele menţionate mai sus şi în urma analizării elementelor de fundamentare a tarifului, ANRE a comunicat CNTEE Transelectrica SA că valoarea tarifului pentru achiziţia serviciilor de sistem începând cu data de 1 iunie 2025, este de 7,04 lei/MWh, aprobat prin Ordinul ANRE nr.21/2025.

Serviciul de sistem	u.m.	Tarif în vigoare (aplicabil de la 01 iunie 2025) cnf. Ordin ANRE nr.21/2025	Tarif aplicat în perioada 01 septembrie 2024 – 31 mai 2025 cnf. Ordin ANRE nr.15/2024	Diferență (%)
(1)	(2)	(3)	(4)	(5)=(3)/(4)
Tarif	Lei/MWh	7,04	11,51	-38,81%

Ajustarea în sens negativ a tarifului începând cu data de 1 iunie 2025, s-a efectuat în baza îndeplinirii prevederilor Art.22 și Art.23 din cadrul Metodologiei de stabilire a tarifului pentru achiziţia serviciilor de sistem, aprobată prin Ordinul ANRE nr.116/2022. Articolele menţionate mai sus prevăd următoarele:

Art.22 Pentru evitarea înregistrării ulterioare a unui nivel semnificativ al corecţiilor datorate modificării preţurilor de achiziţie şi/sau a cantităţilor de servicii de sistem achiziţionate prevăzute la art. 2, OTS are obligaţia să calculeze, pentru trimestrul I, respectiv pentru semestrul I al unei perioade tarifare t-1, diferenţa dintre veniturile şi costurile realizate şi cele prognozate, la care se adaugă valoarea corecţiilor neefectuate aferente perioadei/perioadelor anterioare, şi să transmită calculul la ANRE la data de 1 mai, respectiv la data de 1 august a anului t-1;

Art.23 În cazul în care OTS constată că valoarea determinată conform prevederilor art. 22 prezintă o variaţie mai mare de "5% din veniturile prognozate pentru aceeaşi perioadă, acesta este obligat să transmită la ANRE şi solicitarea de revizuire a tarifului pentru achiziţia serviciilor de sistem, care va include valoarea determinată conform prevederilor art. 22, cu valabilitate până la sfârşitul perioade tarifare.

Astfel, în urma verificării intermediare la finalul primului trimestru al anului 2025 a situației costurilor și veniturilor aferente activității de servicii de sistem, ANRE a ajustat în mod corespunzător valoarea tarifului începand cu data de 1 iunie 2025.

LITIGII

Cele mai importante litigii cu impact asupra Companiei sunt prezentate în cele ce urmează: Notă: Pentru ușurința citirii și înțelegeri, toate sumele de la acest capitol sunt exprimate în lei/eur

RAAN

În dosarul nr. 9089/101/2013, la data de 19.09.2013, Tribunalul Mehedinţi a dispus deschiderea procedurii generale a insolvenţei împotriva RAAN.

La data de 09.03.2015, Tribunalul Mehedinţi a confirmat planul de reorganizare al debitoarei Regia Autonomă Pentru Activităţi Nucleare propus de administratorul judiciar Tudor&Asociatii SPRL şi votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului-verbal din 28.02.2014.

La data de 14.06.2016, s-a dispus deschiderea procedurii falimentului împotriva RAAN.

CNTEE Transelectrica SA a formulat contestaţie la tabelul suplimentar de creanţe, care a făcut obiectul dosarului nr. 9089/101/2013/a152 împotriva debitoarei RAAN, întrucât lichidatorul judiciar nu a înscris o creanţă în valoare de 78.096.209 lei pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN." Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096.209 lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013. S-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe, Tribunalul Mehedinți încuviințând proba cu expertiza contabilă. Prin Hotărârea 163/20.06.2019, soluţia Tribunalului Mehedinți: s-a admis excepţia decăderii. S-a admis în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.950.117,14 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. S-a respins în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. obligă pârâta să plătească reclamantei 1.000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată în şedinţă publică. Document Hotărâre 163/20.06.2019. Transelectrica a declarat apel în termenul legal. La termenul din 06.11.2019, Curtea de Apel Craiova a dispus respingerea apelului Transelectrica, ca nefondat. Decizie definitivă. Hotărâre 846/06.11.2019.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanţe: 2.162.138,86 lei + 16.951.117,14 lei.

Termen continuare procedură pentru încasare creanţe, valorificare bunuri şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare: 17.09.2025.

De asemenea, între RAAN și Transelectrica mai există și alte dosare aflate în diferite stadii de judecată. Acțiuni ale RAAN împotriva CNTEE Transelectrica SA derivând din contractul nr. C137/08.04.2011.

Dosarul nr. 28460/3/2017 - Obiectul dosarului: obligarea subscrisei la plata sumei totale de 12.346.063 lei. Solutia CAB 27.09.2021: Suspendă judecata apelului până la soluţionarea definitivă a dosarelor nr.28458/3/2017, nr.26024/3/2015. Soluţia din data de 23.05.2022: Respinge ca neîntemeiată cererea de repunere a cauzei pe rol. Menţine suspendată judecata apelului. La termenul din data de 20.05.2024 a fost admis apelul, s-a schimbat sentinţa apelată în sensul că: a fost admisă cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 12.346.063,10 lei, reprezentând debit principal şi penalităţi, cu drept de recurs. Hotarâre 806/20.05.2024. Transelectrica a declarat recurs, fără termen fixat.

Dosarul nr. 3694/3/2016 - Pretenţii 15.698.721,88 lei. Termen de judecată la data de 08.11.2021: cauza a fost suspendată până la soluţionarea definitivă a Dosarelor nr. 26024/3/2015 şi nr. 28458/3/2017. Soluţia 03.06.2024: s-a admis apelul, s-a schimbat în tot sentinţa apelată, în sensul că: s-a admis cererea de chemare în judecată. A fost obligată pârâta să plătească reclamantei suma de 12.727.101,99 lei, reprezentând contravaloare bonus şi regularizare a ante-supracompensării pentru care au fost emise facturi serie SRTF, precum şi suma de 2.917.619,81 lei, reprezentând penalităţi de întârziere aferente debitului principal, pentru care au fost emise facturi serie SRTF, cu drept de recurs. Hotarâre 898/03.06.2024. Transelectrica a declarat recurs cu termen în data de 16.10.2025.

MUNICIPIUL REŞIŢA

Dosarul nr. 2494/115/2018**, înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin.

Obiectul dosarului: Prin cererea de chemare în judecată, reclamantul Municipiul Reşiţa solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata următoarelor sume: 2.129.765,86 lei, reprezentând chiria pentru suprafaţa de teren ocupată temporar din fondul forestier aferentă anului 2015; 2.129.765,86 lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2016; 2.129.765,86 lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2018; dobândă legală penalizatoare de la scadenţă şi până la plata efectivă.

Soluţia Tribunalului CS: Suspendă judecata cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, prin Primar, în contradictoriu cu pârâta Transelectrica, având ca obiect pretenţii, în temeiul art. 413 alin.(1) pct.1 C.pr.civ. Cu recurs cât timp durează suspendarea cursului judecării procesului, la instanţa ierarhic superioară. Document: Încheiere - Suspendare 22.03.2021.

Suspendarea judecării cauzei s-a dispus pana la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3154/115/2018* al Tribunalului Caraş Severin.

La termenul din data de 02.03.2023 s-a suspendat judecata cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, în contradictoriu cu pârâta Transelectrica, având ca obiect pretenţii. Cu drept de recurs pe toată durata suspendării judecăţii.

La termenul din 27.06.2024 s-a dispus comunicarea către expert a unui exemplar de pe notele de sedintă, aflate la filele 172-174, depuse de către pârâta Transelectrica SA. S-a dispus comunicarea către expert a unui exemplar de pe precizările depuse de către reclamantul Municipiul Reşiţa ca urmare a cererii formulate de către expert.

În data de 19.09.2024 s-a încuviinţat cererea reclamantului de amânare a cauzei şi s-a dispus comunicarea către acesta a unui exemplar al raportului de expertiză. S-a prorogat discutarea cu privire la onorariul definitiv al raportului de expertiză după studierea acestuia de către ambele părţi. S-a amânat judecarea cauzei, faţă de lipsa raportului de expertiză, la data de 10.10.2024.

În data de 10.10.2024 s-a stabilit în sarcina reclamantei şi pârâtei să plătească fiecare câte 1000 lei onorariu expert,.s-a dispus efectuarea unui supliment de expertiză.

La termenul din 12.12.2024 s-a acordat un nou termen de judecată în vederea studierii raportului suplimentar de expertiză şi formularea eventualelor obiecţiuni, de către reprezentanţii părţilor. S-a amânat judecarea cauzei la termenele 13.02.2025, 20.02.2025 şi ulterior la 27.02.2025.

La termenul din 27.02.2025, instanţa a respins excepţia prescripţiei dreptului la acţiune privind pretenţiile constând în chiria aferentă anului 2015 şi excepţia tardivităţii formulării modificărilor de acţiune, excepţii invocate de pârâta Transelectrica. A calificat excepţia lucrului judecat ca fiind o apărare de fond referitoare la efectul pozitiv al lucrului judecat. A respins cererea de chemare în judecată formulată de pârâtul Municipiul Reşiţa în contradictoriu cu pârâta Transelectrica. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare.

La termenul din data de 29.05.2025 a fost admisă cererea de completare a dispozitivului sentinţei civile nr. 150/27.02.2025, pronunţată de Tribunalul Caraş-Severin în dosarul nr. 2494/115/2018** formulată de pârâta Transelectrica. S-a dispus completarea dispozitivului cu următoarea dispoziţie: a fost obligată reclamanta să plătească pârâtei suma de 2500 lei cheltuieli de judecată constând în onorariu expert. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare.

Mun. Reşiţa a declarat apel. Fara termen fixat.

ANAF

În anul 2017 s-a finalizat Inspecția fiscală generală începută la sediul Transelectrica SA la data de 14.12.2011, control ce a vizat perioada decembrie 2005 – decembrie 2010.

Inspecţia fiscală generală a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.

Ca urmare a finalizării controlului, ANAF – DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, respectiv impozit pe profit și TVA, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întârziere și penalități de întarziere) aferente cu privire la serviciile de sistem tehnologice de sistem (STS) facturate de furnizorii de energie, considerate nedeductibile în urma inspecției fiscale.

Potrivit Deciziei de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017 în sumă totală de 99.013.399 lei, ANAF – DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, în sumă de 35.105.092 lei, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/ majorări de întarziere și penalități de întârziere), în sumă de 63.908.307 lei.

În principal, Raportul de inspecție fiscală al ANAF a consemnat următoarele obligații de plată suplimentare: impozit pe profit în sumă de 13.726.800 lei, precum și accesorii, datorate pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă (acestea au fost distruse în incendiul izbucnit în noaptea de 26-27 iunie 2009, la punctul de lucru din clădirea Millenium Business Center din str. Armand Călinescu nr. 2-4, sector 2, unde Compania își desfășura activitatea), documente cu regim special.

Aceste facturi au făcut obiectul unui litigiu cu ANAF care a emis un raport de inspecție fiscală în data de 20 septembrie 2011 prin care a fost estimată TVA colectată pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă.

Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr. 92/2003 privind Codul de procedură fiscală, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

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

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

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

S-a reluat judecarea cauzei iar la termenul din data de 10.10.2024 pentru comunicarea înscrisurilor depuse la dosar de către contestatoare către intimată a fost amânată judecarea cauzei la data de 21.11.2024 şi ulterior pentru 06.03.2025. În data de 06.03.2025, instanța de judecată a amânat pronunțarea cauzei la data de 17.04.2025. La termenul din 17.04.2025 instanţa amână cauza pentru data de 19.06.2025 pentru lipsă raport de expertiză. La termenul din 19.06.2025 instanţa amână cauza pentru data de 02.10.2025.

CONAID COMPANY SRL

Obiectul dosarului nr. 36755/3/2018 este Constatare refuz nejustificat încheiere act adiţional contract racordare RET C154/2012 şi pretenţii în valoare de 17.216.093,43 lei, paguba suferită şi 100.000 euro, contravaloare beneficiu nerealizat estimat.

La termenul din 03.01.2024 TMB admite excepţia prescripţiei dreptului material la acţiune, invocată prin întâmpinare. Respinge cererea ca prescrisă. Cu apel in 30 de zile de la comunicare. Hotarâre 4/2024.

Conaid Company SRL a declarat appel cu termen de judecată fixat în data de 27.03.2025. La termenul din 27.03.2025 instanţa admite apelul. Anulează sentinţa civilă apelată şi trimite cauza primei instanţe, pentru soluţionarea fondului. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare.

OPCOM

Dosar nr. 22567/3/2019 - Obiectul dosarului: acţiune în pretenţii pe dreptul comun.

Obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 4.517.460 lei, aferentă facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016, reprezentând contravaloare TVA, aferent aportului adus de catre CNTEE Transelectrica SA la capitalul social al Societatii OPCOM SA, emisa in baza Contractului de imprumut nr. 7181RO/2003, angajament pentru finanţarea proiectului de investiţii "Electricity Market Project".

Obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 1.293.778,27 lei aferenta facturilor TEL 19 T00 nr.17/28.01.2019 si TEL 19 T00 nr. 131/10.07.2019 reprezentând dobânda legală penalizatoare, calculată pentru neplata la termen a facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016.

Suspendă judecata cauzei până la soluţionarea definitivă a dosarului 31001/3/2017, având ca obiect acţiune în anulare hotărâre AGA Opcom (în care Transelectrica nu este parte și în care la data de 01.02.2021 s-a dispus respingerea apelurilor declarate, soluția fiind definitivă).

Soluţia TMB Admite excepţia prescripţiei. Respinge acţiunea ca fiind prescrisă. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare, care se depune la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanţei. Document: Hotarâre 3021/03.12.2021. Până în prezent hotărârea pronunţată în acest dosar nu a fost redactatã. Dupa redactarea şi comunicarea Sentinței Civile nr. 3021/ 03.12.2021, Compania va putea declara apel împotriva acestei hotărâri. Transelectrica a declarat apel.

Deciziei civile nr.1532/12.10.2022 pronunţată de CAB. . In data de 19.09.2023 la ICCJ s-a admis recursul, s-a casat decizia 1532/12.10.2022 şi s-a transmis cauza spre o nouă judecată aceleiaşi instanţe. Definitivă. Hotărâre 1640/19.09.2023.

Dosar nou 22567/3/2019* cauza a fost transmisă spre rejudecare. La termenul din data de 18.02.2025, s-a respins apelul ca nefondat. Apelanta-reclamantă a fost obligată la plata către intimata-pârâtă a sumei de 28.777,79 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu drept de a formula recurs în termen de 30 de zile de la comunicare. Hotarâre 235/18.02.2025.

Dosar nr. 24242/3/2021 - Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a Civilă - Obiectul dosarului: Reclamanta OPCOM solicită constatare nulitate act – aport în natură.

În data de 07.11.2023 Solutia TMB pe scurt: a fost calificată excepţia inadmisibilităţii ca apărare de fond. S-a respins cererea de chemare în judecată ca nefondată. Cu drept de a formula apel, în termen de 30 zile de la comunicare pentru părţi, Hotarâre 2600/07.11.2023.

OPCOM a declarat apel. La termenul din 13.03.2025, CAB respinge apelul ca nefondat. Obligă reclamanta (OPCOM) la plata către stat a sumei de 179.550,57 lei reprezentând taxa judiciară de timbru. Cu recurs în termen de 30 zile de la comunicare.

Dosarul nr. 44380/3/2024 are ca obiect: pretentii si incheiere act aditional pentru suma de 2.914.065,21, cval. servicii calculare drepturi de incasat si obligatii de plata ale tranzactiilor realizate de PRE si PPE + doabanda legala. Termen de judecare 30.09.2025.

CURTEA DE CONTURI

Ca urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Compania a formulat mai multe contestații împotriva măsurilor dispuse de către Curtea de Conturi a României (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitând anularea acestora, precum și a Încheierii nr. 77/03.08.2017, înregistrată la registratura Societății sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017. Contestațiile au fost pe rolul Curții de Apel București dintre care dosarul nr.6581/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 6 precum și a măsurii dispuse la punctul II.9, la termenul de judecată din data de 31.03.2023: Conform procesului-verbal din 29.03.2023, dosarul nr. 6581/2/2017 a fost versionat în cadrul completului 12

Fond al Secţiei a VIII-a Contencios administrativ şi fiscal sub nr. 6581/2/2017* Solutia pe scurt: Pentru a da posibilitatea părţilor să depună concluzii scrise şi pentru a delibera, amână pronunţarea la următoarele termene 31.03.2023, 13.04.2023, 28.04.2023, 12.05.2023.

La termenul de judecată din data de 26.05.2023 s-a admis cererea de chemare în judecată. S-a anulat parţial Încheierea nr. 77/03.08.2017, în ceea ce priveşte respingerea pct. 6 din Contestaţia nr. 26140/17.07.2017, Decizia nr. 8/27.06.2017 în privinţa constatărilor de la pct. 6 şi a măsurii dispuse la pct. 11.9, precum şi Raportul de control nr. 19211/26.05.2017 în privinţa constatărilor de la pct. 3.2. Obligă pârâta la plata către reclamantă a cheltuielilor de judecată în cuantum total de 10.450 de lei, reprezentând taxă judiciară de timbru şi onorariul expertului judiciar. Cu recurs în termen de 15 zile de la comunicare. Hotarâre 920/26.05.2023.

Transelectrica a declarat recurs respins ca nefondat în data de 23.01.2025. Hotarâre definitivă nr.288/2025.

Obiectul dosarului cu nr.2153/2/2021 este anularea actului administrativ emis ca urmare a controlului efectuat de CCR în perioada ianuarie-iulie 2020 prin care a dispus 10 măsuri de implementat de către Companie cuprinse în Decizia nr.15/2020.

La termenul din 10.12.2021 CAB respinge cererea de chemare în judecată formulată de Companie. Transelectrica a declarat recurs respins ca nefondat în data de 07.03.2024. Hotarâre definitivă nr.1319/2024.

• ALTELE

Compania este implicată în litigii semnificative, în special pentru recuperarea creanțelor (de ex.: Total Electric Oltenia SA, Regia Autonomă de Activități Nucleare, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL, CET Bacău, CET Govora, Nuclearelectrica, ,CET Brașov, Elsaco Energy SRL, Arelco Power SRL, Opcom, Menarom PEC SA Galați, Romelectro SA, Transenergo Com SA, ENNET GRUP SRL, PET Communication, ISPE, EXPLOCOM GK SRL, Grand Voltage și alții).

Compania a înregistrat ajustări pentru pierderi de valoare pentru clienții și alte creanțe în litigiu și pentru clienții în faliment.

Totodată, Compania este implicată și în litigii cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, cu privire la contractele de mandat încheiate între Companie și aceștia. Pentru aceste litigii, Compania are constituit provizion.

ANEXA 1: Situația separată a poziției financiare

[mil RON]	S1 2025	2024	Δ	Δ (%)
	1	2	3=1-2	4=1/2
ACTIVE
Active imobilizate
Imobilizări corporale	5.805	5.775	30,2	0,5%
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor	6	6	-	7%
luate în leasing - clădiri
Imobilizări necorporale	296	312	(16,7)	(5%)
Imobilizări financiare	90	86	4	5%
Total active imobilizate	6.197	6.179	18	0,3%
Active circulante
Stocuri	49	47	2	4%
Creanţe	2.672	3.779	(1.107)	(29%)
Numerar şi echivalente	971	672	299	45%
Total active circulante	3.691	4.497	(806)	(18%)
Total active	9.888	10.676	(788)	(7%)
CAPITALURI PROPRII ŞI DATORII
Capitaluri proprii
Capital social ,din care	733	733	-	-
Capital social subscris	733	733	-	-
Primă de emisiune	50	50	-	-
Rezerve legale	147	147	-	-
Rezerve din reevaluare	1.460	1.514	(54)	(4%)
Alte rezerve	259	257	2	1%
Rezultat reportat	3.146	3.115	32	1%
Total capitaluri proprii	5.794	5.815	(21)	(0%)
Datorii pe temen lung
Venituri în avans pe termen lung	671	537	133	25%
Împrumuturi pe termen lung	2	8	(6)	(75%)
Datorii privind impozitele amânate	240	244	(4)	(1%)
Obligaţii privind beneficiile angajaţilor	88	88	-	0%
Alte datorii pe termen lung	-	6	(6)	(100%)
Total datorii pe termen lung	1.001	883	118	13%
Datorii curente
Datorii comerciale şi alte datorii	2.988	3.862	(873)	(23%)
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire	7	7	0,2	4%
Alte impozite şi obligaţii pentru asigurări	15	18	(3)
sociale				(16%)
Împrumuturi pe termen scurt	19	24	(6)	(24%)
Provizioane	32	33	(0)	(1%)
Venituri în avans pe termen scurt	27	22	5	22%
Impozit pe profit de plată	4	13	(9)	(71%)
Total datorii curente	3.092	3.978	(886)	(22%)
Total datorii	4.094	4.861	(768)	(16%)
Total capitaluri proprii şi datorii	9.888	10.676	(788)	(7%)

ANEXA 2: Contul separat de profit și pierdere

[mil RON]
Indicator	2023	S1 2024	2024	S1 2025	Bugetat S1 2025	Realizat S1 2025 vs S1 2024	Realizat S1 2025 vs S1 2024 (%)	Realizat vs Bugetat S1 2025	Realizat vs Bugetat S1 2025 (%)
0	1	2	3	4	5	6=4-2	7=4/2	8=4-5	9=4/5
Venituri din exploatare
Venituri din serviciile de transport	1.956	985	2.024	1.119	1.093	133	14%	26	2%
Venituri din serviciile de sistem	391	312	633	282	297	(30)	(10%)	(15)	(5%)
Venituri din piaţa de echilibrare	2.269	3.229	4.966	1.491	2.711	(1.739)	(54%)	(1.220)	(45%)
Alte venituri	102	159	256	32	40	(127)	(80%)	(8)	(20%)
Total venituri din exploatare	4.718	4.685	7.879	2.922	4.140	(1.763)	(38%)	(1.218)	(29%)
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli privind operarea sistemului	(640)	(355)	(716)	(358)	(412)	(3)	(1%)	54	13%
Cheltuieli cu piaţa de echilibrare	(2.269)	(3.229)	(4.966)	(1.491)	(2.711)	1.738	54%	1.220	45%
Cheltuieli privind serviciile de sistem	(499)	(301)	(524)	(235)	(291)	66	22%	57	20%
Amortizare	(334)	(172)	(356)	(192)	(193)	(20)	(12%)	1	1%
Cheltuieli cu personalul	(348)	(187)	(373)	(202)	(201)	(14)	(8%)	(1)	(0%)
Reparaţii şi mentenanţă	(115)	(52)	(129)	(60)	(79)	(8)	(16%)	19	24%
Materiale şi consumabile	(8)	(3)	(9)	(3)	(6)	-	13%	3	52%
Alte cheltuieli din exploatare	(270)	(118)	(229)	(118)	(161)	-	0%	43	26%
Total cheltuieli din exploatare	(4.484)	(4.418)	(7.301)	(2.658)	(4.053)	1.760	(40%)	1.395	34%

Profit din exploatare	234	267	579	264	87	(3)	(1%)	177	202%
Venituri financiare	36	20	27	55	19	35	178%	36	186%
Cheltuieli financiare	(36)	(4)	(14)	(30)	(2)	(26)	n/a	(27)	n/a
Rezultat financiar net	0	16	13,5	25	17	9	56%	8	50%

Profit înainte de impozitul pe profit	234	283	592	290	104	6	2%	185	n/a
Impozit pe profit	(21)	(20)	(6)	(33)	(14)	(13)	(68%)	(19)	n/a
Profitul exerciţiului	214	264	586	256	90	(7)	(3%)	166	n/a

ANEXA 3: Situația separată a fluxurilor de trezorerie

[Mil RON]	S1 2025	S1 2024	Δ
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profitul/pierderea perioadei	256,44	263,66	(7,2)
Cheltuiala cu impozitul pe profit	33,15	19,73	13,4
Cheltuieli de exploatare privind amortizarea si deprecierea imobilizarilor
(inclusiv CPT suplimentar)	192,05	171,64	20,4
Venituri din productia de imobilizari necorporale (inclusiv CPT	(0,92)	(23,87)	22,9
suplimentar)
Cheltuieli cu ajustările pentru deprecierea creanțelor comerciale	2,13	0,02	2,1
Reversarea ajustărilor pentru deprecierea creanțelor comerciale	-	(2,06)	2,1
Pierderi din creanțe și debitori diverși	1,67	2,92	(1,25)
Cheltuieli/Venituri nete cu ajustările pentru deprecierea debitorilor diverși	0,12	1,61	(1,5)
Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea stocurilor	(0,15)	0,78	(0,9)
Profit/Pierdere netă din vânzarea de imobilizări corporale	(1,07)	4,38	(5,5)
Cheltuieli/ Venituri nete privind provizioanele pentru riscuri și cheltuieli	(0,26)	(4,26)	4,0

Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi și venituri nerealizate din diferențe de curs valutar	(27,55)	(16,71)	(10,8)
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant	455,62	417,85	37,8
Modificări în:
Clienți și conturi asimilate - energie și alte activități	1.065,28	(473,83)	1.539,1
Clienți - echilibrare	26,55	(786,61)	813,2
Clienți - cogenerare	11,66	(16,32)	28,0
Stocuri	(1,61)	(4,01)	2,4
Datorii comerciale și alte datorii - energie și alte activități	(1.048,33)	249,10	(1.297,4)
Datorii - echilibrare	(84,92)	979,60	(1.064,5)
Datorii - cogenerare Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	(34,11) (3,01)	(111,54) (2,24)	77,4 (0,8)
Venituri în avans	132,59	51,09	81,5
Fluxuri de trezorerie activitate exploatare	519,72	303,09	216,6
Dobânzi plătite	(0,74)	(1,23)	0,5
Impozit pe profit plătit	(39,14)	(20,97)	(18,2)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	479,84	280,89	199,0
Fluxuri de trezorerie din activitatea de investiţii
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale	(196,61)	(256,21)	59,6
Titluri de participare detinute la Geco Power Company Green Energy Corridor Power Company SRL	(3,75)	-	(3,8)
Încasări din finanțare nerambursabilă CE	8,12	2,71	5,4
Încasări din vânzarea de imobilizări corporale	1,38	-	1,4
Dobânzi încasate	6,24	3,43	2,8
Dividende încasate	22,12	14,65	7,5
Numerar net utilizat în activitatea de investiţii	(162,50)	(235,42)	72,9
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de finanţare
Rambursări ale împrumuturilor pe termen lung	(12,00)	(11,98)	(0,02)
Plăți leasing clădire	(6,24)	(5,33)	(0,9)
Dividende plătite	(0,01)	(20,41)	20,4
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare	(18,24)	(37,72)	19,5
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și echivalentelor de numerar	299,10	7,75	291,4
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	671,56	519,36	152,2
Numerar şi echivalente de numerar la sfârşitul perioadei	970,66	527,10	443,6

Indicatori	Formula de calcul	S1 2025	2024
Indicatorul lichidităţii curente (x)	Active curente	1,19	1,13
	Datorii curente
Indicatorii gradului de îndatorare* (x):
(1) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100	0,47%	0,67%
	Capital propriu
(2) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100	0,47%	0,66%
	Capital angajat
Viteza de rotaţie clienţi (zile)	Sold mediu clienţi** x nr.zile	68,37	51,58
	Cifra de afaceri
Viteza de rotaţie active imobilizate (x)	Cifra de afaceri	0,47	1,24
	Active imobilizate

ANEXA 4: Indicatorii economico-financiari conform Regulamentului 5/2018 ASF

* In cadrul indicatorilor gradului de îndatorare, capitalul împrumutat contine împrumuturile pe termen scurt, împrumuturile pe termen lung şi alte împrumuturi/datorii asimilate pe termen scurt şi lung aferente leasing-ului clădiri conform IFRS16.

**S-au luat în considerare la calcularea soldului mediu clienții care au aport în cifra de afaceri (energie, echilibrare, alți clienți, clienți facturi de întocmit). Valorile corespunzătoare clienților: incerți, din mecanismul de cuplare pieţe, schema de cogenerare și supracompensarea, nu au fost incluse în soldul mediu.

ANEXA 5: Acte constitutive modificate în intervalul ianuarie-iunie 2025

La momentul elaborării prezentului raport nu există acte constitutive modificate în S1 2025.

ANEXA 6: Acte de numire/revocare emise în ianuarie-iunie 2025

Consiliul de Supraveghere

La momentul elaborării prezentului raport nu există acte de numire/revocare ale Consiliului de Supraveghere.

Directorat

La momentul elaborării prezentului raport nu există acte de numire/revocare ale Directoratului Companiei.

ANEXA 7 RAPORT (conform HAGEA nr. 4/29.04.2015) privind contractele semnate în T2 2025 pentru achiziția de bunuri, servicii și lucrări, a căror valoare este mai mare de 500.000 Euro/achiziție (pentru achizițiile de bunuri și lucrări) și respectiv de 100.000 Euro/achiziție (pentru servicii)

Nr.	Număr Contract	Obiectul Contractului	Durata (luni)	Valoarea		Tip		Procedura
Crt.				Mii Lei	Mii Euro	Contract	Temeiul Legal	de Achiziție
0	1	2	3	4	5	6	7	8
1	C 1845/2025	Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Anina - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad. LEA 400 kV Timișoara - Arad, (Etapa III)	36	185,21	0,00	Lucrări	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
2	C 1592/2025	Stația 220 kV Ostrovu Mare	24	76,94	0,00	Lucrări	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
3	BC 12/2025	Modernizare sistem de comandă - control - protecție - metering 220 kV 110 kV în stația 220/110/20 kV și retehnologizarea medie tensiune și servicii interne c.c. c.a. în stația 220/110/20 kV Ghizdaru	24	39,86	0,00	Lucrări	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
4	C 1723/2025	Achiziție și montare bobină de compensare în stația 400kV Porțile de Fier	24	28,94	0,00	Lucrări	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
5	C 1827/2025	Serviciul de consultanță de specialitate pentru lucrări/servicii în LEA 110 - 750 kV	48	11,12	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
6	SB 16/2025	Servicii de întreținere a culoarelor de trecere a LEA 220-400 kV din zone cu vegetație arboricolă (STT Sibiu)	36	4,17	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
7	BA 16/2025	Mărirea capacității de transport lea 220 kV Gutinaș Dumbrava (proiectare)	12	3,57	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
8	C 1708/2025	Inspecția aeriană multispectrală a liniilor electrice aeriene (LEA) 110- 220-400-750 kV	36	2,89	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
9	BA 17/2025	Marirea capacității de transport LEA 220 kV Dumbrava-Stejaru (proiectare)	12	2,15	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
10	TM 15/2025	Servicii de întreținere a culoarului de trecere a LEA din zone cu vegetație arboricolă	24	1,75	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
11	SB 12/2025	Mărirea capacității de transport a LEA 220 kV Fântânele - Ungheni (proiectare)	9	1,45	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
12	C 1682/2025	Studiul de adecvanță a SEN pentru orizontul 2030, în noul context legislativ european privind tranziția către energia regenerabilă	8	1,00	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Procedură simplificată
13	TM 36/2025	Realizarea LEA 400 kV Nădab-Bekescsaba circ.2 și lucrări conexe în stația 400 kV Nădab (proiectare)	9	0,98	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
14	BC 16/2025	Modernizare sistem comandă, control, protecție și automatizare în stația 400/220/110/10kV Bucuresti Sud (proiectare)	10	0,72	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă

Ianuarie – Iunie 2025

Nr.	Număr		Durata	Valoarea		Tip		Procedura
Crt.	Contract	Obiectul Contractului	(luni)	Mii Lei	Mii Euro	Contract			Temeiul Legal	de Achiziție
0	1	2	3	4	5	6	7	8
15	C 1846/2025	Subscripție de licențe autocad	36	0,65	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
16	PT 6/3779/2025	Servicii de reparații și mentenanță pentru subsistemele de detecție și semnalizare la incendiu și subsisteme de localizare și stingere automată a incendiilor, din obiectivele aparținând stt pitești: stația Arefu, stația Stupărei, stația Răureni, stația Slatina/CE Slatina	36	0,60	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă
17	CR 1753/2025	Modernizare SCCPA stația 220/110 kV Ișalnița (proiectare)	8	0,59	0,00	Servicii	Legea 99/2016+ HG 394/2016	Licitație deschisă

Anexa 6 – Glosar de termeni

"ANRE"	Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei Electrice
"BAR"	Baza reglementată a activelor
"BVB"	Bursa de Valori București. operatorul pieței reglementate pe care sunt tranzacționate Acțiunile
"CAB"	Curtea de Apel Bucureşti
"CEE"	Comunitatea Economica Europeana
"Companie". "CNTEE". "TEL"	Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA
"CPT"	Consum Propriu Tehnologic
"CS"	Consiliul de Supraveghere
"DEN"	Dispecerul Energetic Naţional
"EBIT"	Profit operațional înainte de dobânzi și impozit pe profit
"EBITDA"	Profit operațional înainte de dobânzi. impozit pe profit și amortizare
"EBT"	Profit operațional înainte de impozitul pe profit
"ENTSOE"	Rețeaua Europeană a Operatorilor de Transport și de Sistem pentru Energie Electrică
"HG"	Hotărâre a Guvernului
"IFRS"	Standardele Internaționale de Raportare Financiară
"LEA"	Linii electrice aeriene
"Leu" sau "Lei" sau "RON"	Moneda oficiala a României

"MFP"	Ministerul Finanţelor Publice
"MO"	Monitorul Oficial al României
"OG"	Ordonanță a Guvernului
"OPCOM"	Operatorul Pieței de Energie Electrică din Romania OPCOM SA
"OUG"	Ordonanță de Urgenţă a Guvernului
"PZU"	Piața pentru Ziua Următoare
"RET"	Rețeaua Electrică de Transport. rețea electrică de interes național și strategic cu tensiunea de linie nominală mai mare de 110 kV
"SEN"	Sistemul Electroenergetic Național
"RS"	Reglaj secundar
"RTL"	Reglaj terțiar lent
"SMART"	Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport SMART SA
"SS"	Serviciul de sistem
"TEL"	Indicator bursier pentru Transelectrica
"TSR"	Randament total pentru acționari
"UE"	Uniunea Europeană
"u.m."	Unitate de măsură
"USD" sau "dolari US"	Dolarul american. moneda oficiala a Statelor Unite ale Americii

CNTEE Transelectrica SA Societate administrată în sistem dualist

Situaţii Financiare Interimare Separate Simplificate la data ṣi pentru perioada de șase luni încheiată la 30 iunie 2025

Ȋntocmite în conformitate cu Standardul Internaţional de Contabilitate 34 – "Raportarea Financiară Interimară"

Situația separată simplificată a poziției financiare la 30 iunie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale		5.804.979.731	5.774.758.870
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri		6.376.255	5.964.180
Imobilizări necorporale		295.739.920	312.464.795
Imobilizări financiare		89.726.139	85.767.355
Total active imobilizate	4	6.196.822.045	6.178.955.200
Active circulante
Stocuri		48.934.767	47.175.766
Creanțe comerciale și alte creanțe	5	2.671.802.337	3.778.692.640
Impozit pe profit de recuperat		-	-
Alte active financiare		-	-
Numerar și echivalente de numerar	6	970.656.118	671.557.851
Total active circulante		3.691.393.222	4.497.426.257
Total active		9.888.215.267	10.676.381.457

Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social, din care:		733.031.420	733.031.420
- Capital social subscris		733.031.420	733.031.420
Prima de emisiune		49.842.552	49.842.552
Rezerve legale		146.606.284	146.606.284
Rezerve din reevaluare		1.459.694.749	1.514.138.168
Alte rezerve		258.997.161	256.706.249
Rezultat reportat		3.146.247.964	3.114.650.000
Total capitaluri proprii	7	5.794.420.130	5.814.974.673
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	8	670.832.477	537.371.101
Împrumuturi	9	1.952.961	7.918.172
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire – termen lung	10	-	-
Datorii privind impozitele amânate		240.259.488	243.910.434
Obligații privind beneficiile angajaților		88.335.459	88.335.459
Alte datorii pe termen lung	10	-	5.612.979
Total datorii pe termen lung		1.001.380.385	883.148.145
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	10	2.988.443.236	3.861.508.368
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire – termen scurt	10	6.840.123	6.607.203
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	11	15.421.645	18.431.750
Împrumuturi	9	18.557.348	24.287.300
Provizioane	10	32.342.465	32.595.447
Venituri în avans pe termen scurt	8	27.170.121	22.211.901
Impozit pe profit de plată		3.639.814	12.616.670
Total datorii curente		3.092.414.752	3.978.258.639
Total datorii		4.093.795.137	4.861.406.784
Total capitaluri proprii și datorii		9.888.215.267	10.676.381.457

Contul separat de profit și pierdere pentru perioada de șase luni încheiată la 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	01 aprilie – 30 iunie 2025	01 aprilie – 30 iunie 2024	01 ianuarie – 30 iunie 2025	01 ianuarie – 30 iunie 2024
Venituri
Venituri din serviciul de transport		542.521.345	482.677.913	1.118.580.412	985.278.041
Venituri din servicii de sistem		123.662.069	184.895.944	281.621.836	311.694.891
Venituri din piața de echilibrare		823.923.796	1.896.721.756	1.490.519.196	3.229.089.384
Alte venituri		21.077.515	132.679.828	31.761.108	159.126.942
Total venituri	13	1.511.184.725	2.696.975.441	2.922.482.552	4.685.189.258
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	14	(168.979.441)	(186.451.651)	(358.073.312)	(355.200.809)
Cheltuieli cu piața de echilibrare	14	(824.219.058)	(1.896.938.639)	(1.490.940.346)	(3.229.285.561)
Cheltuieli privind serviciile de sistem	14	(134.293.859)	(195.586.467)	(234.589.681)	(300.957.046)
Amortizare	15	(97.844.711)	(86.616.097)	(192.049.858)	(171.642.879)
Cheltuieli cu personalul	16	(105.169.677)	(99.996.785)	(201.655.417)	(187.493.102)
Reparații și mentenanta		(34.039.878)	(28.127.632)	(60.002.932)	(51.876.416)
Materiale și consumabile		(1.416.781)	(1.658.080)	(2.786.159)	(3.191.807)
Alte cheltuieli din exploatare	17	(67.452.165)	(61.657.685)	(118.077.285)	(118.343.254)
Total cheltuieli din exploatare		(1.433.415.570)	(2.557.033.036)	(2.658.174.990)	(4.417.990.874)
Profit din exploatare		77.769.155	139.942.405	264.307.562	267.198.384
Venituri financiare		51.821.428	17.552.775	54.854.313	19.734.482
Cheltuieli financiare		(27.568.122)	(1.277.023)	(29.568.149)	(3.540.000)
Rezultat financiar net	18	24.253.306	16.275.752	25.286.164	16.194.482
Profit înainte de impozitul pe profit		102.022.461	156.218.157	289.593.726	283.392.866
Impozit pe profit	12	(3.136.859)	4.064.760	(33.154.210)	(19.731.722)
Profitul exercițiului		98.885.602	160.282.917	256.439.516	263.661.144

Contul separat de profit și pierdere pentru perioada de șase luni încheiată la 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

	01 aprilie – 30 iunie 2025	01 aprilie – 30 iunie 2024	01 ianuarie – 30 iunie 2025	01 ianuarie – 30 iunie 2024
Profitul exercițiului	98.885.602	160.282.917	256.439.516	263.661.144
Alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	- -
Rezultatul global total	98.885.602	160.282.917	256.439.516	263.661.144

Situațiile financiare interimare separate simplificate prezentate au fost semnate de către conducerea Companiei la data de 05 august 2025.

DIRECTORAT,

Președinte	Membru	Membru	Membru	Membru
Ștefăniță	Victor	Cătălin-Constantin	Cosmin-Vasile	Florin-Cristian
MUNTEANU	MORARU	NADOLU	NICULA	TĂTARU

Director Direcția Economică și Financiară Manager Departament Contabilitate

Ana-Iuliana DINU Georgiana-Beatrice ȘTEFAN

	Capital social	Prime de emisiune	Rezerve legale	Rezerva din reevaluare	Alte rezerve	Rezultat reportat	Total
Sold la 1 ianuarie 2024	733.031.420	49.842.552	146.606.284	1.634.711.533	195.710.506	2.430.243.814	5.190.146.109
Rezultatul global al perioadei
Profitul exercițiului	-	-	-	-	-	585.924.311	585.924.311
Alte elemente ale rezultatului global, din care: Recunoaștere câștig actuarial aferent planului de beneficii determinat	-	-	-	-	-	(1.535.364)	(1.535.364)
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corp.	-		-	-	-	-	-
Datorie privind imp. amânat af. rez. din reev. Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul	-	-	-	-	-	-	-
reportat Total alte elemente ale rezultatului global al perioadei	- -	- -	- -	(120.542.130) (120.542.130)	- -	120.542.130 119.006.766	- (1.535.364)
Total rezultat global al perioadei	- - -	- -	-	(120.542.130)	-	704.931.077	584.388.947
Alte elemente
Majorarea rezervei legale	-	-	-	-	-		-
Alte elemente	-	-	-	-	-	(11)	(11)
Total alte elemente	-	-	-	-	-	(11)	(11)
Contribuții de la și distribuiri către acționari Derecunoașterea imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	(31.235)	-	-	(31.235)
Subvenții aferente imobilizărilor aparținând domeniului public al statului	-	-	-	-	60.995.743	-	60.995.743
Distribuirea dividendelor Total contribuții de la și distribuiri către acționari	- -	- - -	- -	- (31.235)	- 60.995.743	(20.524.880) (20.524.880)	(20.524.880) 40.439.628
Sold la 31 decembrie 2024	733.031.420	49.842.552		146.606.284 1.514.138.168	256.706.249	3.114.650.000	5.814.974.673

Sold la 1 ianuarie 2025	733.031.420	49.842.552		146.606.284 1.514.138.168	256.706.249	3.114.650.000	5.814.974.673
Rezultat global al perioadei
Profitul exercițiului	-	-	-	-	-	256.439.516	256.439.516
Alte elemente ale rezultatului global, din care	- -	- -	-	-	-	-	-
Recunoaștere pierdere/câștig actuarial aferent planului de beneficii determinat Surplus din reevaluarea imobilizărilor corp.	- - -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
Datorie privind imp. amânat af. rez. din reev.	-	-	-	-	-	-	-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat				(54.443.419)	-	54.443.419	-
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	(54.443.419)	-	54.443.419	-
Total rezultat global al perioadei	- -	-	-	-- (54.443.419)	-	310.882.935	256.439.516
Alte elemente
Majorarea rezervei legale Alte elemente	- -	- -	- -	- -	- -	- -	- -
Total alte elemente	-	-	-	-	-	-	-
Contribuții de la și distribuiri către acționari
Derecunoașterea imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	-	-	-
Subvenții aferente imobilizărilor aparținând domeniului public al statului	-	-	-	-	2.290.912	-	2.290.912
Distribuirea dividendelor	-	-	-	-		- (279.284.971)	(279.284.971)
Total contribuții de la și distribuiri către acționari
	-	-	-	-		2.290.912 (279.284.971)	(276.994.059)

	Perioada de 6 luni încheiată la 30 iunie 2025	Perioada de 6 luni încheiată la 30 iunie 2024
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare Profitul perioadei	256.439.516	263.661.144
Ajustări pentru:
Cheltuiala cu impozitul pe profit	33.154.210	19.731.722
Cheltuieli cu amortizarea (inclusiv CPT suplimentar)	192.049.859	171.642.879
Venituri din productia de imobilizari necorporale (inclusiv CPT suplimentar)	(924.241)	(23.866.156)
Cheltuieli cu ajustările pentru deprecierea creanțelor comerciale	2.130.164	15.079
Reversarea ajustărilor pentru deprecirea creanțelor comerciale	-	(2.056.083)
Pierderi din creanțe și debitori diverși	1.668.980	2.917.956
Cheltuieli/Venituri nete cu ajustările pentru deprecierea debitorilor diverși	119.393	1.610.114
Venituri/Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea stocurilor	(145.266)	779.843
Profit/Pierdere netă din vânzarea de imobilizări corporale Cheltuieli nete cu ajustările de valoare privind imobilizările corporale	(1.068.717) -	4.382.543 -
Venituri nete privind provizioanele pentru riscuri și cheltuieli	(258.647)	(4.256.249)
Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi și venituri nerealizate din
diferențe de curs valutar	(27.548.498)	(16.714.205)
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant din diferente de curs valutar	455.616.753	417.848.587
Modificări în:
Clienți și conturi asimilate - energie și alte activități	1.065.284.551	(473.832.813)
Clienți – echilibrare	26.551.547	(786.614.532
Clienți – cogenerare	11.655.746	(16.319.431
Stocuri Datorii comerciale și alte datorii - energie și alte activități	(1.613.735) (1.048.331.144)	(4.010.452) 249.097.914
Datorii - echilibrare	(84.917.716)	979.603.309
Datorii - cogenerare	(34.108.731)	(111.539.978
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	(3.010.105)	(2.235.254)
Venituri în avans	132.589.377	51.088.442
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	519.716.543	303.085.792
	401.797.456
Dobânzi plătite Impozit pe profit plătit	(735.423)	(1.227.454) (1.043.610) (20.970.475)
	(39.139.246)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	479.841.874	280.887.863
Fluxuri de trezorerie din activitatea de investiții Achiziții de imobilizări corporale și necorporale	(196.608.797)	(256.214.304)
Titluri de participare deținute la GECO POWER COMPANY GREEN		(186.350.778) -
ENERGY CORRIDOR POWER COMPANY SRL	(3.750.000)	(186.350.778)
Încasări din finanțare nerambursabilă CE	8.121.131	2.711.521
Dobânzi încasate	6.235.090	3.431.751
Dividende încasate	22.123.754	14.649.757
Încasări din vânzarea de imobilizări corporale Numerar net utilizat în activitatea de investiții	1.379.514 (162.499.308)	-1 (235.421.275)
		7
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de finanțare		7 1
Rambursări ale împrumuturilor pe termen lung Rambursări împrumuturi pe termen scurt	(11.998.910) -	(11.980.707) -
Plăți leasing clădire	(6.237.897)	6 (5.327.832) 0
Dividende plătite	(7.492)	0 (20.412.502)
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare	(18.244.299)	(37.721.041)
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și echivalentelor de numerar	299.098.267	7.745.546
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie	671.557.851	519.358.908
Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul perioadei	482.158.679 970.656.118	527.104.454

1. Informații generale

Principala activitate a CNTEE Transelectrica SA ("Compania") constă în: prestarea serviciului de transport al energiei electrice și a serviciului de sistem, operator al pieței de echilibrare, administrator al schemei de sprijin de tip bonus, alte activități conexe. Aceste activități se desfășoară în conformitate cu prevederile licenței de funcționare nr. 161/2000 emisă de ANRE, actualizată prin Decizia ANRE nr. 1413/10.07.2024, a Condițiilor generale asociate licenței aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014, cu modificările și completările ulterioare și a certificării finale a Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergetic Naţional conform modelului de separare a proprietății ("ownership unbundling") prin Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015.

Adresa sediului social este: Strada Olteni, nr. 2-4, București, sectorul 3. În prezent, activitatea executivului Companiei se desfășoară în cadrul sediului social.

Situațiile financiare interimare separate întocmite la data de 30 iunie 2025 nu sunt auditate.

2. Bazele întocmirii

a) Declarația de conformitate

Aceste situații financiare interimare separate simplificate au fost întocmite în conformitate cu IAS 34 Raportarea financiară interimară. Acestea nu includ toate informațiile necesare pentru un set complet de situații financiare în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară ("SIRF"). Cu toate acestea, anumite note explicative sunt incluse pentru a explica evenimentele și tranzacțiile care sunt semnificative pentru înțelegerea modificărilor survenite în poziția financiară și performanța Companiei de la ultimele situații financiare anuale separate la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

b) Raționamente profesionale și estimări

Raționamentele semnificative utilizate de către conducere pentru aplicarea politicilor contabile ale Companiei și principalele surse de incertitudine referitoare la estimări au fost aceleași cu cele aplicate situațiilor financiare separate întocmite pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

3. Politici contabile semnificative

Politicile contabile aplicate în aceste situații financiare interimare separate simplificate sunt aceleași cu cele aplicate în situațiile financiare separate ale Companiei pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

4. Imobilizări corporale, necorporale și financiare

a) Imobilizări corporale

Creşterea valorii totale a imobilizărilor corporale la data de 30 iunie 2025 faţă de 31 decembrie 2024 a fost determinată de creşterea valorii imobilizărilor corporale în curs concomitent cu înregistrarea amortizării imobilizărilor corporale.

Astfel, creşterea valorii imobilizărilor corporale în primul semestru al anului 2025 a fost determinată, în principal, de realizarea lucrărilor de investiţii în staţiile şi liniile electrice de înaltă tensiune, astfel:

• Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 kV București Sud – 43.410.244;

• Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în Stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și 400/220/110/20 kV Bradu – 26.429.877;

Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu 26.404.576;
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (H.CA nr. 17/2007) 15.008.687;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 8.904.939;

• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400 kV s.c. Porţile de Fier - (Anina) – Reşiţa – 8.321.610;

Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 7.865.536;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 7.535.462;

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

• Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montare de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 5.274.630;

• Rel/prot. rețea înaltă tensiune 400 kV - LEA 400 kV s.c Urechești-Domnești și LEA 400 kV s.c Brazi Vest-Domnești la intersecția cu Autostrada de Centură București-KM 0+000, KM 100+900, Lotul 3, Sector1, KM 85+300, KM 100+765 - Centura Sud, Sector 2, KM:0+00 – 3.087.838;

• Înlocuirea componentelor hardware, actualizarea și dezvoltarea aplicațiilor specifice ale Platformei Pieței de Echilibrare - II DAMAS, componenta achiziție servicii de migrare și upgrade, aplicații specifice Pieței de Echilibrare – 2.723.653;

• Trecerea la 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest - Teleajen - Stâlpu, inclusiv achiziție AT 400 MVA 400/220/20 kV, lucrări de extindere stațiile 400 kV și 220 kV aferente, în Stația 400/220/110 kV Brazi Vest – 2.240.020.

În semestrul I 2025, cele mai mari transferuri din imobilizări corporale în curs la imobilizări corporale, în sumă de 319.467.892 lei, sunt reprezentate în principal de punerea în funcţiune a obiectivelor de investiţii, din care enumerăm pe cele mai semnificative:

• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400kV s.c. Porțile de Fier - (Anina) – Reșița – 176.794.711;

• Creșterea siguranței în funcționare a zonei de rețea Argeș-Vâlcea, realizarea Stației 400 kV Arefu și montarea unui AT 400 MVA, 400/220 kV – 83.359.978;

• LEA 400 kV d.c. Gutinaș - Smârdan (Etapa I de finanțare) - 30.737.788;

• Mărirea capacității de transport a LEA 220 kV Stejaru - Gheorgheni – Fântânele – 14.831.594;

• Optimizarea funcționării LEA 400kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 4.765.045;

• Înlocuire instalație interioară de încălzire și climatizare clădire administrativă sediul U.T.T Bucuresti (S.F+P.T+C.S) – 2.718.800;

• Eliberarea amplasamentului și realizarea condițiilor de coexistență între drum de legatură DN 69 cu A1 și LEA 220 kV Arad - Calea Aradului – 1.9273.57;

• Cumpărarea cotei-parți de 49,6% deținută de către Smart SA din imobilul "Centru de Instruire Păltiniș" – 1.702.589;

• Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea - Etapa I - Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400 kV Stupina – 955.370;

• Racordare la RED Centrală Electrică Fotovoltaică CEF Cristești, comuna Cristești, jud. Mureș – 488.332;

• Înlocuire baterii de acumulatori nr. 1 și nr. 2 - 220 V c.c. și 220 kV din Stația 400/220/110 kV Slatina – 773.262;

• Extinderea sistemului Wi-Fi acces rețea proprie și internet – 373.993;

• Reglementarea coexistenței între LEA 400 kV Bradu-Brașov în deschiderea stâlpilor nr. 314 - nr. 315 și drumul național DN73F km 0+000-8+450 – 357.665;

• Grup electrogen mobil 110 KVA la STT Sibiu – 81.050;

• Parc Fotovoltaic 1,955 MW, NC39234, localitatea Ciprian Porumbescu, jud. Suceava - Lucrări de întărire RED în instalaţiile CNTEE Transelectrica SA – 80.321;

• Realizarea condițiilor de coexistență aferente obiectivului "Racordarea LEA 110 kV Gutinaș – Focșani Nord în Stația 110 kV Mărășești și organizare de șantier cu LEA 400kV Gutinaș – Smârdan" – 69.800.

În semestrul I 2025 s-a înregistrat o ieșire din imobilizări corporale în curs de execuție prin recunoașterea pe costurile operaționale ale Companiei pentru proiectul ,,Racordare la RET a CEE 136 MW Platonești, jud. Ialomița, prin realizarea unei celule de 110 kV în Stația electrică 400/110 kV Gura Ialomiței'', concomitent cu o intrare de natura stocurilor, în sumă de 2.889.337 lei.

Soldul imobilizărilor corporale în curs de execuţie la 30 iunie 2025, în sumă de 833.527.529 lei, este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 281.731.770;
Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu 66.225.715;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și Bradu 58.786.378;

• Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 kV București Sud – 58.615.716;

• LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare - RET (H.CA nr. 17/2007) – 50.083.128;

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46.884.983;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 43.467.946;
Retehnologizarea Stației 400/110/20 kV Smârdan 39.808.823;
Staţia 400 kV Stâlpu 38.332.563;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Medgidia Sud 26.706.132;
Retehnologizarea Stației 110 kV Timișoara și Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Anina Reșița Timișoara
Săcălaz Arad, etapa II: Stația 400 kV Timișoara 9.399.501;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 8.562.744;
LEA 400 kV Gădălin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN (H.CA nr. 7/08.07.2010) 8.524.388;

• Relocare rețele electrice de înaltă tensiune - LEA 400 kV(220 kV) Gutinaș - Focșani Vest circuit comun cu LEA 400 (220) kV Focșani Vest-Barboși și Autostrada Buzău –Focșani - Proiectare Execuție – 5.328.654;

• Relocare rețelelor 220 kV pentru Autostrada de centură București, KM 0+000 - KM 52+770, LOT 4 KM 47+600 - KM 52+070 – 4.530.263;

• Modernizarea instalațiilor de 110 kV și 400 (220 kV) din Stația Focșani Vest – 4.512.921;

LEA 400 kV Suceava Bălți, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României 4.474.926;
Sistem integrat de securitate la staţii electrice, etapa IV 4.277.804;

• Implementarea funcțiilor noi și modificărilor software în sistemul informatic EMS - SCADA pentru punerea în aplicare a cerințelor legislative europene și nationale – 4.250.678;

• Centru de cercetare și dezvoltare a tehnologiilor de lucru sub tensiune (LST) și intervenție rapidă în SEN - etapa II – 4.177.583;

• Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Resița - Timișoara – Săcălaz – 3.852.501;

• Extindere cu noi funcţionalităţi a sistemului de control şi evidenţă informatizată a accesului în obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3.200.918;

• Rel/prot. rețea înaltă tensiune 400 KV-LEA 400 KV s.c Urechești-Domnești și LEA 400 KV s.c Brazi Vest-Domnești la intersecția cu Autostrada de Centură București-KM 0+000, KM 100+900, Lotul 3, Sector1, KM 85+300, KM 100+765-Centura Sud, Sector 2, KM:0+00 – 3.087.838;

Celule mobile de 110 kV, 220 kV și 400 kV 3.016.230;
Sistem integrat de securitate la stații electrice, etapa III (H.CA nr. 2/2008) 2.798.024;
Modernizare Stație 220/110 kV Calafat 2.776.772;
Proiect Pilot Retehnologizare Staţia 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de staţie digitală 2.624.978;
Deviere LEA 110 kV Cetate 1 si 2 în vecinatatea Stației 110/20/6 kV Ostrovul Mare 2.578.438;ă

• Racordarea la RET a CEE Dumești 99 MW și CEE Românești 30 MW, județul Iași, prin realizarea unei celule de linie 110 kV în Stația electrică 220/110 kV Fai – 2.545.853;

• Racordare la rețeaua electrică de interes public a locului de producere CEF 7.5 MW Anasun Energy SRL amplasată în zona loc. Ulmi - Jud. Dâmbovița – 2.202.079.

b) Imobilizări necorporale

Imobilizărilor necorporale în curs de execuţie

Soldul imobilizărilor necorporale în curs de execuţie la 30 iunie 2025, în sumă de 27.799.648 lei, este reprezentat de proiectele aflate în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

Modernizarea sistemului de mesagerie electronică în cadrul CNTEE Transelectrica SA 12.853.899;
Dezvoltare software dedicat, necesar determinării cantităților de rezerve utilizând metoda probabilistică 5.940.000;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 3.013.315;
Dezvoltare platforma MARI 2.531.563;

• Program pentru calculul off-line al curenților de scurtcircuit, verificarea reglajelor protecțiilor, determinarea echivalenților de sistem și simularea scenariilor de defect în rețele electrice - 2.570.100.

În semestrul I 2025 s-au înregistrat transferuri din imobilizări necorporale în curs la imobilizări necorporale în sumă de 13.207.395 lei, din care cele mai importante sunt:

• Program off-line pentru realizarea modelelor individuale de rețea, calcul regim permanent, calcul capacitate transfrontalieră, modul de conversie format CGMES (cf. cerințe ENTSO-E), în vederea programării și funcționării SEN pe diverse orizonturi de timp – 1.117.500.

Imobilizări necorporale – CPT suplimentar

Începând cu data de 30 septembrie 2022, Compania aplică prevederile OUG nr. 119/2022 pentru modificarea și completarea OUG nr. 27/2022 și aprobată prin Legea nr. 357/13.12.2022, prin care costurile suplimentare cu achiziția de energie electrică realizate în perioada 1 ianuarie 2022 – 31 martie 2025, în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic și respectiv, consumul tehnologic, față de costurile incluse în tarifele reglementate, se capitalizează trimestrial. Astfel, costurile capitalizate se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării și se remunerează cu 50% din rata reglementată de rentabilitate aprobată de catre Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei, aplicabilă pe perioada de amortizare a respectivelor costuri și se recunosc ca o componentă distinctă.

Compania a înregistrat venituri reprezentând CPT suplimentar calculat ca diferență dintre costul net cu achiziția CPT și costul CPT recunoscut în tariful de reglementare până la data de 30 iunie 2025 în sumă de 455.206.194, astfel:

338.526.677 pentru anul 2022;
13.735.364 pentru anul 2023;
102.019.913 pentru anul 2024;
924.241 pentru trimestrul I 2025.

La 30 iunie 2025, aferentă acestor capitalizări este calculată o amortizare în sumă de 201.980.005. Astfel, valoarea contabilă a imobilizării necorporale rezultată din capitalizarea CPT-ului suplimentar este în sumă de 253.226.189.

Precizăm că acest venit este de natură nemonetară, încasarea acestuia urmând a fi realizată de Companie în mod eşalonat prin tariful de transport în următorii cinci ani de la data capitalizării (2024-2029) în conformitate cu prevederile legislative incidente.

c) Imobilizări financiare

Soldul imobilizărilor financiare la 30 iunie 2025 în valoare de 89.726.139, este reprezentat, în principal:

➢ de acțiuni deținute de Companie, valoarea netă a acestora este de 85.253.833;

➢ de garanții pentru ocuparea temporară a terenului, calculate și reținute în conformitate cu art. 39 alin. (1), alin. (2) și alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, în vederea realizării obiectivelor de investiții, astfel:

o LEA 400 kV Reșița Pancevo (Serbia) în sumă de 4.199.505;
o LEA d.c. 220 kV Ostrovu Mare RET în sumă de 208.784.

În martie 2025, Compania participă cu un aport de 25% la capitalul social al GECO POWER COMPANY GREEN ENERGY CORRIDOR POWER COMPANY - SOCIETATE CU RĂSPUNDERE LIMITATĂ, conform rezoluției Directoratului nr. 7516/ 05.03.2025, în valoare este de 3.750.000 lei.

Asociaţii fondatori ai companiei de proiect sunt CNTEE Transelectrica SA, JSC Georgian State Electrosystem, "AZERENERJI" OPEN JOINT STOCK COMPANY şi MVM Energy Private Limited Liability Company. Compania asigură implementarea proiectului Green Energy Corridor, un cablu submarin de înaltă tensiune în curent continuu, de 1.200 km, care va traversa Marea Neagră şi va conecta România şi Georgia, conexiunea fiind prelungită şi în Ungaria şi Azerbaidjan, în conformitate cu acordul între Guvernele statelor Azerbaidjan, Georgia, România și Ungaria.

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

d) Imobilizări aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri

Imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri reprezintă dreptul de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum, str. Olteni 2-4, sector 3 București, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing. Contractul nr. C232 intrat în vigoare cu 01.10.2020, valabil pe o perioadă de 5 ani, are valoarea de 9.000.000 euro (fără TVA).

La data de 05.05.2025, a fost semnat Actul Adițional nr. 2 la contractul C232/2020, prelungind în aceleași condiții durata cu 6 luni până la 01.04.2026, cu suma de 900.000 euro (fără TVA). Astfel, valoarea totală a contractului, pentru suprafața de 9.000 mp, 35 locuri de parcare și o durată de 66 luni, este de 9.900.000 euro (fără TVA).

La data de 30 iunie 2025, valoarea contabilă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum este în sumă de 6.376.255 lei.

Pentru acest contract, Compania achită un cuantum lunar de 16.67 euro/mp (fără TVA) pentru închirierea spaţiilor de birouri, rezultând o valoare anuală de cca. 1,8 mil. euro.

5. Creanțe comerciale și alte creanțe

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, creanțele comerciale și alte creanțe se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Creanțe comerciale	2.178.877.883	2.701.899.740
Alte creanțe	220.604.532	231.066.730
Avansuri către furnizori	286.739.239	769.813.328
TVA de recuperat	183.819.663	271.906.743
Ajustări pentru deprecierea creanțelor comerciale incerte	(125.219.094)	(123.088.931)
Ajustări pentru deprecierea altor creanțe incerte	(73.019.886)	(72.904.970)
Total creanțe comerciale și alte creanțe	2.671.802.337	3.778.692.640

Structura creanțelor comerciale este următoarea:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Clienți pe piața de energie electrică, din care:	2.174.610.193	2.698.954.123
- clienți - activitate operațională	1.412.605.434	1.898.742.070
- clienți - piața de echilibrare	641.309.978	667.861.526
- clienți - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență	120.694.781	132.350.527
Clienți din alte activități	4.267.690	2.945.617
Total creanțe comerciale	2.178.877.883	2.701.899.740

• CNTEE Transelectrica SA își desfășoară activitatea operațională în baza Licenței de funcționare nr. 161/2000 emisă de ANRE, actualizată prin Decizia Președintelui ANRE nr. 1413/10.07.2024, pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem și pentru administrarea pieței de echilibrare.

La data de 30 iunie 2025, clienții în sold din activitatea operațională înregistrează o scădere față de 31 decembrie 2024 determinată în principal de scăderea volumului tranzacţiilor rezultate din cuplarea pieţelor de energie, în trimestrul II al anului 2025 față de trimestrul IV al anului 2024.

Scăderea volumului tranzacţiilor din piaţa de echilibrare în trimestrul II al anului 2025, faţă de trimestrul IV 2024 a determinat şi scăderea soldului clienţilor din contractele încheiate pentru acest tip de activitate.

Principalii clienți în totalul creanțelor comerciale sunt reprezentați de: Bursa Română de Mărfuri, IBEX, MAVIR, Ciga Energy SA, Electrica Furnizare SA, Hidroelectrica, OPCOM, RAAN, PPC ENERGIE SA, JAO. Ponderea acestora este de 62,81% în total creanțe comerciale.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

modificările ulterioare, "principalele atribuții fiind de colectare lunară a contribuției pentru cogenerare și plata lunară a bonusurilor".

La data de 30 iunie 2025, Compania înregistrează creanțe de încasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență în proporție de aproximativ 6% (5% la 31 decembrie 2024) din total creanțe comerciale.

Clienții din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență înregistrează la data de 30 iunie 2025 o scădere a creanțelor determinată, în principal, de scăderea valorii facturate pentru colectarea contribuției lunare.

La data de 30 iunie 2025, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 120.694.781, reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, din care:

➢ supracompensare pentru perioada 2011-2013 în sumă de 76.702.140, respectiv de la RAAN 63.467.054 și CET Govora SA - 13.235.086;
➢ bonus necuvenit pentru 2014 în sumă de 3.914.960, respectiv de la RAAN 1.981.235, CET Govora 1.933.725;
➢ bonus necuvenit pentru 2015 în sumă de 563.899, respectiv de la CET Govora 534.377, Interagro 29.523;
➢ bonus necuvenit pentru 2020 în sumă de 522.181 de la Donau Chem;
➢ contribuție pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, în sumă de 20.510.497, respectiv de la: Transenergo Com – 5.882.073, Petprod - 4.391.193, Romenergy Industry – 2.680.620, RAAN - 2.385.922, UGM Energy – 1.504.046, CET Govora – 900.864, KDF Energy – 473.940 și alții.

Până la data prezentei raportări financiare, Compania a încasat toate creanțele aferente supracompensării activității privind schema de sprijin pentru anul 2024, suma de 8.600.911, de la Contourglobal Solutions, precum și suma de 8.400.873 din bonusul necuvenit stabilit prin Decizii ANRE pentru anul 2024, de la următorii producători: Bepco SRL, Electro Energy Sud, Electrocentrale București, Electrocentrale Craiova, Electroutilaj SA, Municipiul Iaşi, Soceram SA, Termoficare Oradea, Thermoenergy Group şi Vest Energo.

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

• Pe rolul Tribunalului Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 9089/101/2013/a140, având ca obiect "pretenții suma de 86.513.431", dosar în care Compania are calitatea de reclamantă, pârata fiind Regia Autonomă pentru Activități Nucleare – RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de Transelectrica SA, aceasta a solicitat obligarea pârâtei RAAN la plata sumei de 86.513.431.

La data de 19.05.2016, Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ si Fiscal a pronunțat o încheiere de sedință, prin care a dispus următoarele: "În baza art. 413 pct. 1 C. pr. civ. Dispune suspendarea cauzei până la soluţionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie. Cu recurs pe toată durata suspendării. Pronunţată azi 19 mai 2016 în şedinţă publică." Termen de judecata la data de 06.06.2019. Precizăm că dosarul nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie are ca obiect recurs – anulare Decizie ANRE nr. 743/28.03.2014, iar ca părți RAAN (reclamantă) și ANRE (pârâtă). Precizăm de asemenea că, prin încheierea din data de 18.09.2013, pronunțată de Tribunalul Mehedinți, în dosarul nr. 9089/101/2013, s-a dispus deschiderea procedurii generale de insolvenţă împotriva debitoarei Regia Autonomă pentru Activități Nucleare R.A. (RAAN).

Prin sentința nr. 387/20.03.2014, Tribunalul Mehedinți a confirmat planul de reorganizare al debitoarei Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare, propus de administratorul judiciar Tudor&Asociații SPRL şi votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului-verbal din 28.02.2014.

Prin hotărârea intermediară nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal, judecătorul sindic a dispus începerea procedurii falimentului debitoarei, în temeiul art. 107 alin. 1 lit. C din Lg. 85/2006, precum și dizolvarea debitoarei şi ridicarea dreptului de administrare al debitoarei.

Prin Decizia nr. 563/14.06.2016, Curtea de Apel Craiova – Secția a II-a Civilă a respins apelurile formulate împotriva hotărârii intermediare nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Companie, 89.360.986 lei, nu a fost înscrisă în tabelul preliminar de creanțe suma de 78.096.208,76 lei, pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN". Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096.209 lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013.

Ca urmare a înscrierii în parte a sumei totale solicitate de Transelectrica în cuantum de 89.360.986,06 lei și a adresei nr. 4162/03.10.2016, prin care lichidatorul judiciar ne comunica faptul că doar suma de 11.264.777,30 lei a fost înscrisă în tabelul suplimentar în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului, iar suma de 78.096.208,76 lei a fost respinsă, a fost depusă, în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe.

La termenul de judecată din data de 14.02.2019, Tribunalul Mehedinți a dispus conexarea dosarului nr. 9089/ 101/ 2013/a152 la dosarul nr. 9089/101/2013/a140 (având ca obiect pretenții – cerere de plată). Judecarea dosarului a fost amânată, întrucât instanța a considerat că este utilă soluționării cauzei prezentarea Deciziei civile nr. 2969/26.09.2018, pronunțată de Înalta Curte de Casație și Justiție în dosarul nr. 3014/2/2014, având ca obiect anulare decizie Președinte ANRE nr. 743/2014.

Soluția Tribunalului Mehedinți: "Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta RAAN la plata către reclamant Transelectrica a sumei de 16.950.117,14 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. Obligă pârâta să plătească reclamantei 1000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată azi 20.06.2019 în şedinţă publică". Document: Hotarâre 163/2019 20.06.2019.

Transelectrica a declarat apel în termenul legal. Curtea de Apel Craiova a stabilit primul termen de judecată la data de 30.10.2019. Apelul a fost respins ca nefondat. Transelectrica a formulat cerere de revizuire pentru contrarietate de hotărâri, înregistrată sub numărul de Dosar 1711/54/2019, cu termen de judecată la data de 26.03.2020 la Curtea de Apel Craiova și care urma să trimită dosarul la Înalta Curte de Casație și Justiție pentru competentă soluționare.

În data de 26.03.2020, termenul de judecată a fost preschimbat, următorul fiind în data de 21.05.2020.

La data de 21.05.2020, a fost scoasă cauza de pe rol cu următoarea soluţie: s-a admis excepţia de necompetenţă materială a Curţii de Apel Craiova şi s-a dispus înaintarea cauzei la ICCJ – Secţia Contencios Administrativ şi Fiscal. Hotărâre 140/21.05.2020. Termen 03.02.2021.

La termenul de judecată din data de 03.02.2021, ICCJ a admis excepția tardivității cererii de revizuire și nu s-a mai pronunțat asupra inadmisibilității acesteia.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanțe: 2.162.138,86 lei + 16.951.117,14 lei.

Termen continuare procedură pentru încasare creanțe, valorificare bunuri și îndeplinirea celorlalte operațiuni de lichidare: 17.09.2025.

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

În baza Convenției, au fost compensate creanțele Companiei de încasat de la CET Govora SA cu datoriile către CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 – octombrie 2015 reținut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 și a prevederilor din Convenție, în sumă de 40.507.669.

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

Începând cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generală de insolvență. În vederea recuperării creanțelor izvorâte înaintea deschiderii procedurii de insolvență, Compania a urmat procedurile specifice prevăzute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolvenței și a solicitat instanței admiterea creanțelor, potrivit legii. Având în vedere cele prezentate, începând cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență si de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și a achitat lunar către CET Govora bonusul de cogenerare.

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

În aceste condiții, Compania aplică dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/2013 pentru datoriile și creanțele reciproce născute ulterior procedurii insolvenței, în sensul reținerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurența sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei. Transelectrica a fost înscrisă în Tabelul preliminar și în cel definitiv cu o creanță în valoare totală de 28.200.440,31, din care suma de 25.557.189,98 este aferentă schemei de sprijin. Menționăm faptul că, această creanță în sumă de 21.962.243,71 lei, reprezentând debit principal și penalități aferente facturii nr. 8116/08.04.2016 este înscrisă sub condiția suspensivă a pronunțării unei hotărâri judecătorești definitive în favoarea ANRE în dosarul nr. 2428/2/2014 aflat pe rolul Curții de

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Apel București, având ca obiect anularea deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014.

La termenul din data de 18.07.2018, Tribunalul Vâlcea a pronunțat următoarea soluție:

- Confirmă planul de reorganizare a debitoarei SC CET Govora SA, plan propus de către administratorul judiciar EURO INSOL SPRL, depus la dosar la data de 25 mai 2018 şi publicat în Buletinul Procedurilor de Insolvenţă nr. 11924 din 13 iunie 2018.

- Respinge contestaţiile formulate de creditorii Complexul Energetic Oltenia SA, SNTFM CFR Marfă SA, Solek Project Delta SRL, Solek Project Omega SRL, Clean Energy Alternativ SRL şi Solar Electric Curtişoara SRL.

- Fixează termen de fond pentru continuarea procedurii la data de 8 oct.2018.

Cu drept de apel în termen de 7 zile de la comunicare, realizată prin Buletinul Procedurilor de Insolvenţă. Pronunţată în şedinţă publică azi 18 iulie 2018. Document: Hotărâre: 1196/18.07.2018.

Prin Decizia nr. 766/03.12.2018, Curtea de Apel Pitești a anulat suma de 28.013.984,83 – reprezentând obligație înscrisă de Companie în Tabloul Creditorilor (Dosarul nr. 1396/90/2016).

În aceste condiții, Compania a inclus suma de 22.188.224,16 aferentă schemei de sprijin în contul debitori diverși, analitic distinct - ANRE, cu impact în poziția netă a schemei de sprijin.

Suma de 22.188.224,16 reprezintă creanța de încasat de la CET Govora aferentă schemei de sprijin (în suma de 25.557.190), corectată cu bonusul reținut de Companie conform art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, în sumă de 3.368.966.

În data de 25.03.2022, prin Hotărârea Guvernului nr. 409/2022, s-a adoptat modificarea și completarea Hotărârii Guvernului nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă. Astfel, perioada de aplicare a schemei de sprijin se prelungește până în anul 2033, exclusiv pentru producătorii care îndeplinesc condițiile de accesare a prelungirii schemei de sprijin.

Totodată, se prelungește și închiderea financiară a schemei de sprijin și se va efectua în primul semestru al anului 2034.

Alte creanțe

La data de 30 iunie 2025, alte creanțe în sumă de 220.604.532 includ în principal:

debitori diverși (116.567.055), din care:
- penalități de întârziere la plată calculate clienților rău platnici, în sumă de 80.286.257 (din care suma de 25.853.770 reprezintă penalități aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalități de întârziere la plată au fost înregistrate de clienții: Romelectro (24.464.321), RAAN (16.901.449), Electromontaj (11.471.298), CET Govora (9.606.504), OPCOM (4.300.629), Total Electric Oltenia (3.288.967), Multiservice G&G SRL (2.162.468), Petprod (1.894.232), ISPE Proiectare şi Consultanţă (1.068.302), GE Digital Services Europe (835.443). Pentru penalitățile calculate pentru plata cu întârziere a creanțelor din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
- compensații datorate de furnizori pentru nelivrarea energiei electrice: Arelco Power (987.555), Enol Grup (2.541.312) şi Next Energy Partners (8.395.132). Pentru compensațiile datorate de furnizorii din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
- creanța de recuperat de la OPCOM reprezentând TVA-ul aferent aportului în natură la capitalul filialei în sumă de 4.517.460.
sume primite cu caracter de subvenţie (38.113.878), aferentă contractelor de racordare la RET;
cheltuieli înregistrate în avans în sumă de 22.360.047 reprezentate în principal de: taxa pe stâlp (10.909.684) cotizații interne şi internaţionale (4.041.050), impozite şi taxe aferente anului 2025 (2.117.647), CPT (1.932.428), contribuție anuală ANRE aferentă anului 2025 (1.336.464), polițe asigurări (1.106.635), chirie și mentenanță clădire birouri (754.755) și altele;
alte creanțe sociale în sumă de 4.591.830 reprezentând concedii medicale achitate de angajator salariaților și care urmează a fi recuperate de la Casa Națională de Asigurări de Sănătate, conform legislației în vigoare.

Avansuri către furnizori

La 30 iunie 2025, avansurile achitate către furnizori sunt reprezentate de furnizori debitori pentru prestări servicii în sumă de 286.739.239 și reprezintă, în principal, sume din tranzacțiile aferente mecanismului de cuplare prin preț (ICP – Interim Coupling Project, SIDC - Single Intraday Coupling, SDAC - Single Day-ahead Coupling și IDA - "IntraDay Auction") (MAVIR – 201.011.240, IBEX – 70.195.008 şi JAO – 15.509.868).

Aplicarea mecanismului de cuplare prin preț a început în data de 19 noiembrie 2014, dată la care Proiectul "4 Market Market Coupling (4MMC)" care prevede unirea piețelor de energie electrică PZU (Piața Zilei Următoare) din România, Ungaria, Cehia și Slovacia a intrat în faza de operare. În data de 17 iunie 2021 a avut loc lansarea proiectului Interim Coupling, care reprezintă cuplarea piețelor pentru ziua următoare din țările 4MMC cu cele din Polonia, Austria și Germania.

În cadrul mecanismului de cuplare prin preț a piețelor pentru ziua următoare, bursele de energie electrică corelează, pe bază de

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

licitații, tranzacțiile cu energie electrică pentru ziua următoare ținând seama de capacitatea de interconexiune pusă la dispoziție de OTS prin care se realizează alocarea implicită a acesteia. CNTEE Transelectrica SA, în calitate de OTS, transferă energia electrică, atât fizic, cât și comercial, către vecini (MAVIR-Ungaria) și administrează veniturile din congestii pe interconexiunea respectivă (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar în relație cu OPCOM SA și Bursa Română de Mărfuri SA - BRM SA (începând cu noiembrie 2024) are calitatea de Participant Implicit la Piața Zilei Următoare.

În calitate de Agent de Transfer și de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA și MAVIR.

În data de 19 noiembrie 2019 a avut loc lansarea celui de-al 2-lea val în cadrul soluției unice europene de cuplare a piețelor intrazilnice (SIDC – Single Intraday Coupling), cu primele livrări în data de 20 noiembrie. Șapte țări - Bulgaria, Croația, Republica Cehă, Ungaria, Polonia, România și Slovenia s-au alăturat celor paisprezece țări - Austria, Belgia, Danemarca, Estonia, Finlanda, Franța, Germania, Letonia, Lituania, Norvegia, Olanda, Portugalia, Spania și Suedia, care funcționează deja în regim cuplat din iunie 2018. Mecanismul unic de cuplare a piețelor intrazilnice asigură armonizarea continuă a ofertelor de vânzare și cumpărare a participanților la piața dintr-o zonă de ofertare cu oferte de vânzare și cumpărare din interiorul propriei zone de ofertare și din orice altă zonă de ofertare unde este disponibilă capacitate transfrontalieră.

În calitate de Agent de Transfer, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA, MAVIR și IBEX.

Data de 28 octombrie 2021 a reprezentat startul noii cuplări de succes SDAC Single Day-ahead Coupling, rezultatul cooperării dintre Operatorii Desemnați ai Pieței de Energie Electrică (OPEED) și Operatorii de transport și sistem (OTS) din Bulgaria și România, respectiv IBEX EAD, OPCOM SA, ESO EAD și CNTEE Transelectrica SA. Scopul SDAC este de a crea o piață de energie paneuropeană unică transfrontalieră pentru ziua următoare. O piață pentru ziua următoare integrată crește eficiența generală a tranzacționării prin promovarea concurenței efective, creșterea lichidității și permiterea unei utilizări mai eficiente a resurselor de producere în întreaga Europă.

În calitate de agent de transfer pentru zona de ofertare a României, CNTEE Transelectrica SA are rolul de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA și IBEX.

Lansarea cuplării pieței de energie pe bază de fluxuri în regiunea Core, în data de 08 iunie 2022, a reprezentat tranziţia de la mecanismul de cuplare ICP– Interim Coupling Project la FBMC – Flow Based Market Coupling, optimizând piața europeană de energie electrică pentru 13 țări: Austria, Belgia, Croația, Republica Cehă, Franța, Germania, Ungaria, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, România, Slovacia și Slovenia.

Începând cu data de 18 Martie 2025 a fost pusă în funcţiune o noua piaţă cuplată de energie electrică, IDA - "IntraDay Auction", care presupune tranzacţii transfrontaliere de energie electrică, între OPCOM şi pieţele de energie electrică din statele vecine ale UE, Ungaria si Bulgaria. Şi în cadrul acestei activităţi, Compania îşi păstrează rolul de Shipper (Agent de transfer).

TVA de recuperat

TVA de recuperat (183.819.663) – sumă aferentă deconturilor pentru perioada martie - iunie 2025. Până la data întocmirii prezentei raportări, Compania a încasat de la stat suma de 58.402.746, reprezentând taxa pe valoare adăugată solicitată la rambursare pentru luna martie 2025.

Ajustări pentru deprecierea creanțelor comerciale, a creanțelor comerciale incerte și pentru alte creanțe incerte

Politica Transelectrica este a de a înregistra ajustări de depreciere pentru pierdere de valoare în cuantum de 100% pentru clienții în litigiu, în insolvență și în faliment și 100% din creanțele comerciale și alte creanțe neîncasate într-o perioada mai mare de 180 zile, cu excepția creanțelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Compania efectuează și o analiză individuală a creanțelor comerciale și a altor creanțe neîncasate.

Cele mai mari ajustări de depreciere la 30 iunie 2025, calculate pentru creanțele comerciale și penalitățile aferente acestora, au fost înregistrate pentru: JAO (30.626.840), CET Govora (24.645.019), Romelectro (24.468.153), Arelco Power (14.513.236), Total Electric Oltenia SA (14.185.577), Romenergy Industry (13.512.997), Elsaco Energy (9.276.118), OPCOM (9.142.913), RAAN (8.516.707), Next Energy Partners (8.395.132).

Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală etc.

6. Numerar și echivalente de numerar

Numerarul și echivalentele de numerar includ soldurile numerarului, depozitelor la vedere și al depozitelor cu maturități inițiale de până la 90 zile de la data constituirii care au o expunere nesemnificativă la riscul de modificare a valorii juste, fiind utilizate de Companie pentru managementul angajamentelor pe termen scurt.

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, numerarul și echivalentele de numerar se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
1. Conturi curente la bănci și depozite cu maturități inițiale de până la 90 zile, din care:	970.542.513	671.481.765
a) conturi curente la bănci și depozite cu maturități inițiale de până la 90 zile din activitatea curentă	361.047.936	164.871.298
b) conturi curente la bănci și depozite cu maturități inițiale de până la 90 zile resctricționate, din care:	609.494.577	506.610.467
- numerar și depozite din cogenerare de înaltă eficiență	181.944.139	300.321.261
- numerar și depozite din veniturile aferente alocării capacităților de interconexiune utilizate pentru investiții în rețea	7.243.105	3.902.857
- numerar din taxa de racordare	222.703.548	88.098.871
- fonduri europene	3.470.094	4.870.929
- alte conturi restricționate (garanții piața de energie și dividende)	194.133.691	109.416.549
2. Casa	76.681	76.086
3. Alte echivalente de numerar	36.924	-
Total	970.656.118	671.557.851

7. Capitaluri proprii

În conformitate cu prevederile OUG nr. 86/2014 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, la data de 20 februarie 2015 a fost înregistrat în Registrul acționarilor Companiei transferul celor 43.020.309 acțiuni din contul Statului Român din administrarea Secretariatului General al Guvernului, în contul Statului Român în administrarea Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului.

În baza prevederilor art. 2 din OUG nr. 55/19 noiembrie 2015 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea unor acte normative, a fost înfiinţat Ministerul Economiei, Comerţului şi Relaţiilor cu Mediul de Afaceri (MECRMA), prin reorganizarea şi preluarea activităţilor Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului, care s-a desfiinţat, şi prin preluarea activităţii şi a structurilor în domeniul întreprinderilor mici şi mijlocii şi mediului de afaceri de la Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici şi Mijlocii şi Mediului de Afaceri.

Conform prevederilor HG nr. 27/12 ianuarie 2017 privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Economiei, Compania a funcţionat sub autoritatea Ministerului Economiei până la data de 5 noiembrie 2019.

În temeiul Ordonanței de Urgență a Guvernului (OUG) nr. 68/2019 pentru stabilirea unor măsuri la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, publicată în Monitorul Oficial nr. 898/06.11.2019, începând cu data de 6 noiembrie 2019, exercitarea drepturilor și îndeplinirea obligațiilor ce decurg din calitatea de acționar a statului la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. se realizează de către Secretariatul General al Guvernului.

La data de 14.11.2019, Depozitarul Central S.A. a înregistrat transferul unui număr de 43.020.309 acțiuni (reprezentând 58,69% din capitalul social) emise de CNTEE Transelectrica SA, din contul Statului Român prin Ministerul Economiei în contul Statului Român reprezentat de Guvern prin Secretariatul General la Guvernului, ca urmare a punerii în aplicare a prevederilor Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 68/06.11.2019 privind stabilirea unor măsuri la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative.

La 30 iunie 2025, acționarii CNTEE Transelectrica SA sunt: Statul Român reprezentat prin Secretariatul General al Guvernului care deține un număr de 43.020.309 acțiuni (58,69%), Fondul de pensii administrat privat NN cu un număr de 4.007.688 acțiuni (5,47%), PAVAL HOLDING cu un număr de 4.753.567 acțiuni (6,49%), alți acționari Persoane Juridice cu un număr de 16.584.688 acțiuni (22,62%) și alți acționari Persoane Fizice cu un număr de 4.936.890 acțiuni (6,73%).

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

La sfârșitul fiecărei perioade de raportare, capitalul social subscris și vărsat integral al Companiei, în sumă de 733.031.420 este împărțit în 73.303.142 acțiuni ordinare cu o valoare nominală de 10 lei/acțiune și corespunde cu cel înregistrat la Oficiul Registrului Comerțului.

Structura acționariatului la 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024 este următoarea:

		30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Acționar	Număr de acțiuni	% din capitalul social	Număr de acțiuni	% din capitalul social
Statul Român prin SGG	43.020.309	58,69%	43.020.309	58,69%
Alți acționari persoane juridice	16.584.688	22,62%	16.442.683	22,43%
PAVAL HOLDING	4.753.567	6,49%	4.753.567	6,49%
Fondul de pensii administrat privat NN	4.007.688	5,47%	4.007.688	5,47%
Alți acționari persoane fizice	4.936.890	6,73%	5.078.895	6,92%
Total	73.303.142	100,00%	73.303.142	100,00%

Scăderea capitalurilor proprii la data de 30 iunie 2025 față de 31 decembrie 2024 a fost determinată, în principal, de variația următoarelor elemente:

înregistrarea în rezultatul reportat a profitului net, în sumă de 256.439.516, realizat la data de 30 iunie 2025;
înregistrarea distribuirii profitului aferent anului 2024 ca dividende ce urmează a fi repartizate acționarilor în anul 2025 în sumă de 279.284.971.

8. Venituri în avans

Veniturile în avans sunt reprezentate, în principal, de: tariful de racordare, alte subvenții pentru investiții, fonduri europene nerambursabile încasate de la Ministerul Fondurilor Europene, Ministerul Energiei, precum și venituri din utilizarea capacității de interconexiune.

La data de 30 iunie 2025, situația veniturilor în avans se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	Din care: porțiunea pe termen scurt la 30.06.2025	31 decembrie 2024	Din care: porțiunea pe termen scurt la 31.12.2024
Venituri înregistrate în avans – alocare capacitate de interconexiune	11.279.499	11.279.499	6.728.118	6.728.118
Venituri înregistrate în avans – fonduri europene	2.631.796	2.631.796	3.334.602	3.334.602
Fonduri din tarif de racordare	432.888.651	7.265.101	296.793.165	7.154.699
Fonduri Europene	230.965.979	5.971.645	232.179.802	2.298.734
Alte subvenții	20.236.673	22.080	20.547.315	2.695.748
Total	698.002.598	27.170.121	559.583.002	22.211.901

Evoluția veniturilor în avans pe termen scurt în perioada ianuarie - iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la începutul perioadei	22.211.901	16.137.336
Încasări în avans aferente capacității de interconexiune	67.261.578	93.714.147
Încăsari din fonduri europene	(55)	2.584.899
Transfer din venituri în avans pe termen lung	1.109.645	(2.094.976)
Venituri din utilizarea capacității de interconexiune	(62.710.197)	(88.040.170)
Venituri din fonduri europene	(702.751)	(89.335)
Total	27.170.121	22.211.901

Evoluția veniturilor în avans pe termen lung în perioada ianuarie - iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la începutul perioadei	537.371.101	519.083.803
Subvenții racordare	142.086.443	47.520.391
Fonduri nerambursabile	1.674.928	43.189.235
Fonduri nerambursabile de restituit	-	-
Transfer în venituri în avans pe termen scurt	(13.667.916)	(85.943.609)
Reluarea la venituri a subvențiilor	3.367.921	13.521.281
Total	670.832.477	537.371.101

9. Împrumuturi

● Împrumuturi pe termen lung

La data de 30 iunie 2025, valoarea împrumuturilor pe termen lung s-a diminuat față de 31 decembrie 2024 în principal datorită rambursărilor efectuate conform acordurilor de împrumut existente.

Mișcările în împrumuturi în perioada de șase luni încheiată la 30 iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	Valută	Rata dobânzii	Valoare contabilă	Scadență
Sold la 1 ianuarie 2025			31.902.971
Trageri noi			-
Rambursări, din care:			(11.998.910)
BEI 25709	EUR	3,596%	(5.990.232)	10-Sep-2025
BEI 25710	EUR	3,856%+2,847%	(6.008.678)	11-Apr-2028
Diferențe de curs valutar la data rambursării			421.206
Sold la 30 iunie 2025			20.325.267

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, soldurile împrumuturilor pe termen lung contractate de la instituțiile de credit se prezintă, după cum urmează:

Descriere	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
BEI 25709	6.112.047	11.974.686
BEI 25710	14.213.220	19.928.285
Total împrumuturi pe termen lung de la instituțiile de credit, din care:	20.325.267	31.902.971
Porțiunea curentă a împrumuturilor pe termen lung	(18.372.306)	(23.984.799)
Total împrumuturi pe termen lung, net de ratele curente	1.952.961	7.918.172

Porțiunea pe termen lung a împrumuturilor va fi rambursată, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Între 1 și 2 ani	976.481	6.483.336
Între 2 și 5 ani	976.480	1.434.836
Peste 5 ani	-	-
Total	1.952.961	7.918.172

Compania nu a efectuat activități de acoperire împotriva riscurilor aferent obligațiilor sale în monedă străină sau expunerii la riscurile asociate ratei dobânzii.

Toate împrumuturile pe termen lung aflate în sold la 30.06.2025 sunt purtătoare de dobândă fixă.

● Împrumuturi pe termen scurt

Împrumuturile pe termen scurt sunt detaliate, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Porțiunea curentă a creditelor pe termen lung	18.372.306	23.984.799
Credit bancar pe termen scurt	-	-
Dobânzi aferente împrumuturilor pe termen lung și scurt	185.042	302.501
Total împrumuturi pe termen scurt	18.557.348	24.287.300

● Împrumuturi contractate pentru activitatea curentă

La data de 30.03.2022 Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C624 cu Banca Comercială Română pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență, sub formă de descoperit de cont, în sumă de 175.000.000, cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0% și un comision de 0,088%.

La data de 04.01.2023 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 1 la contractul de credit nr. C624 încheiat cu Banca Comercială Română, având ca obiect exinderea scopului liniei de credit și pentru acoperirea nevoilor temporare de capital de lucru și prelungirea valabilității contractului cu 12 luni (de la 30.03.2023 la 30.03.2024).

La data de 27.03.2024 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 2 la contractul de credit nr. C624 încheiat cu Banca Comercială Română, având ca obiect prelungirea valabilității contractului cu 12 luni (de la 30.03.2024 la 30.03.2025).

La data de 27.03.2025 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 3 la contractul de credit nr. C624 încheiat cu Banca Comercială Română, având ca obiect prelungirea valabilității contractului cu 12 luni (de la 30.03.2025 la 30.03.2026).

Linia de credit este garantată prin:

ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractele privind contribuția pentru congenerare de înaltă eficiență încheiate cu Electrica Furnizare SA, Enel Energie SA, Enel Energie Muntenia SA, EON Energie România SA.

La data de 30 iunie 2025 linia de credit nu este utilizată.

La data de 10.03.2022 Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C588 cu Banca Transilvania pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea capitalului de lucru al Companiei, în sumă de 200.000.000 cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0,05%.

Contractul de credit în sumă de 200 milioane lei are următoarea structură:

175 milioane lei linie de credit revolving utilizată pentru acoperirea nevoilor temporare de capital de lucru pentru achitarea în termen a obligațiilor scadente ale Companiei, cu o perioada de utilizare de 12 luni, până la data de 09.03.2023;
25 milioane lei sub forma unui plafon pentru emitere scrisori de garanție bancară, cu o perioada de emitere scrisori de 12 luni, pana la data de 09.03.2023 și o valabilitate a scrisorilor de 24 luni.

La data de 09.05.2022 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 1 la contractul de credit nr. C588 încheiat cu Banca Transilvania, având ca obiect prelungirea valabilității utilizării liniei de credit la 24 luni (utilizare linie de credit până la data de 08.03.2024).

La data de 16.06.2022 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 2 la contractul de credit nr. C588 încheiat cu Banca Transilvania, având ca obiect majorarea plafonului pentru emitere scrisori de garanție bancară de la 25 milioane lei la 40 milioane lei (utilizare plafon până la data de 09.03.2023) .

La data de 19.04.2023 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 3 la contractul de credit nr. C588 încheiat cu Banca Transilvania, având ca obiect modificarea contractelor de garanție.

La data de 07.03.2024 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 4 la contractul de credit nr. C588 încheiat cu Banca Transilvania, având ca obiect prelungirea valabilității utilizării liniei de credit la 12 luni (utilizare linie de credit până la data de 09.03.2025).

Linia de credit este garantată prin:

ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractul privind asigurarea serviciului de transport al energiei electrice și a serviciului de sistem încheiat cu Electrica Furnizare SA.

La data de 30 iunie 2025 linia de credit este închisă.

10. Datorii comerciale și alte datorii

a) La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoriile comerciale și alte datorii se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Furnizori piața de energie	1.590.047.187	2.253.148.039
Furnizori de imobilizări	142.917.991	158.164.085
Furnizori alte activități	67.499.040	77.353.875
Sume datorate angajaților	13.627.102	12.833.281
Alte datorii	1.181.192.039	1.372.229.270
Total	2.995.283.359	3.873.728.550

La data de 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoriile aflate în sold pe piața de energie în sumă de 1.590.047.187, respectiv 2.253.148.039, prezintă următoarea structură:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Furnizori piața de energie electrică, din care:
- furnizori - activitate operațională	952.150.762	1.496.225.168
- furnizori - piața de echilibrare	627.059.093	711.976.808
- furnizori - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență	10.837.332	44.946.063
Total	1.590.047.187	2.253.148.039

Scăderea soldului "datoriilor aferente activității operaționale" din perioada analizată a fost influențată de modelul de formare al prețului în funcție de cerere și ofertă pentru cuplarea pieței de energie electrică. Alocările implicite, în care sunt prevăzute simultan capacitate și energie, au fost influențate de variațiile prețului energiei electrice pe bursele din Europa.

Scăderea soldului "datoriilor aferente pieței de echilibrare" a fost determinată de scăderea volumului tranzacțiilor înregistrate pe piața de echilibrare în trimestrul II al anului 2025, comparativ cu trimestrul IV al anului 2024.

Scăderea "datoriilor aferente schemei de sprijin" către furnizori (producători) a fost determinată de scăderea valorii bonusului lunar pentru cogenerarea de înaltă eficiență din luna iunie 2025, față de luna decembrie 2024.

La data de 30 iunie 2025, se înregistrează obligații de plată către furnizori (producători) în sumă de 3.539.953 către CET Govora SA (bonus lunar de cogenerare și ante-supracompensare pentru anul 2015). Sumele reprezentând datoriile Companiei aferente schemei de sprijin față de CET Govora au fost reținute la plată în baza art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, întrucât furnizorul (producătorul) înregistrează obligații de plată față de Companie pe schema de sprijin de tip bonus.

Compania a solicitat furnizorului (producătorului) care nu a achitat facturile de supracompensare, acordul pentru efectuarea compensării datoriilor reciproce la nivelul minim al acestora prin Institutul de Management si Informatică (IMI) care gestiona unitar toate informațiile primite de la contribuabili, în baza prevederilor HG nr. 773/2019.

CET Govora nu a fost de acord cu această modalitate de stingere a creanțelor și datoriilor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficientă: "în cazul în care producătorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin platește producătorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător si obligațiile de plată ale producătorului referitoare la schema de sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective"

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.

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

În urma suspendării în instanță, prin Sentința civilă nr. 3185/27.11.2015, a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilită valoarea supracompensării pentru perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligațiile asumate prin Convenție. Începând cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generala de insolvență. Având în vedere prevederile Legii nr. 85/2014 - Legea insolvenței, Compania a sistat, începând cu data de 9 mai 2016, aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență si de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și achită lunar către CET Govora bonusul de cogenerare cuvenit de aceasta. Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinței civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentința atacată și a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai sunt suspendate, producând efecte pe deplin.

Diminuarea soldului "furnizorilor de imobilizări" la 30 iunie 2025 față de 31 decembrie 2024 s-a datorat efectuării plăților ajunse la scadență.

Datoriile către "furnizori alte activități" sunt reprezentate în principal de datoriile aferente serviciilor prestate de către terți, neajunse la scadență, datorii care au înregistrat o scădere față de 31 decembrie 2024.

La 30 iunie 2025, Compania nu înregistrează datorii restante către furnizori (bugetul de stat, bugetul local sau alte instituții publice).

Structura datoriilor înregistrate în "alte datorii" se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Creditori diverși	285.691.378	385.402.830
Clienți - creditori Dividende de plată	389.365.286 279.411.091	834.707.577 133.613
Datorii - Leasing clădiri pe termen scurt	6.840.123	6.607.203
Datorii - Leasing clădiri pe termen lung	-	-
Alte datorii pe termen scurt Alte datorii pe termen lung	219.884.161 -	139.765.068 5.612.979
Total	1.181.192.039	1.372.229.270

• "Creditorii diverși", în sumă de 285.691.378 la 30 iunie 2025, reprezintă, în principal:

poziția netă a schemei de sprijin privind cogenerarea de înaltă eficiență, poziție de datorie, în sumă de 265.664.008. Poziția netă a schemei de sprijin reprezintă diferența dintre:
✓ valoarea contribuției de colectat de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, valoarea supracompensării activității de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, bonusul necuvenit de încasat de la producători, conform deciziilor ANRE, pe de-o parte, și
✓ valoarea bonusului de cogenerare, a antesupracompensării și a bonusului neacordat de achitat către producătorii de energie în cogenerare de înaltă eficiență, beneficiari ai schemei de sprijin, pe de altă parte;
16.359.462 contracte de studii de soluţie pentru racordarea la RET;
1.779.081 redevență trim II 2025;
1.041.298 garanţii și altele.
"Clienții creditori", la data de 30 iunie 2025, sunt în sumă de 389.365.286, din care 386.444.581 reprezintă sume încasate în avans în cadrul tranzacțiilor aferente mecanismelor de cuplare prin preț, ICP (Interim Coupling Project), SIDC (Single

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Intraday Coupling), SDAC (Single Day-ahead Coupling), FBMC (Flow Based Market Coupling) şi IDA (Intra Day Auction), de la: BRM (293.763.822), IBEX (46.105.096), MAVIR (21.347.103), JAO (1.173.436) şi OPCOM (24.055.123).

La 30 iunie 2025, dividendele cuvenite acționarilor Companiei și neplătite sunt în sumă de 279.411.091. Aceste sume se află la dispoziția acționarilor prin intermediul agentului de plată.
La 30 iunie 2025, datoria pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing, este în sumă de 6.840.123, din care:
- datorie pe termen scurt: 6.840.123
- datorie pe termen lung: -
"Alte datorii pe termen scurt", în sumă de 219.884.161, sunt reprezentate, în principal, de garanțiile de bună plată a contractelor încheiate de CNTEE Transelectrica SA în sumă de 196.540.105, TVA neexigibilă în perioada de raportare în sumă de 17.422.910 și impozitul minim global estimat aferent Grupului, ca urmare a aplicării prevederilor Legii nr. 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de întreprinderi multinaționale și a grupurilor naționale de mari dimensiuni în sumă de 5.612.979.

b) Provizioane

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, situația provizioanelor se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Provizioane pentru litigii Provizioane pentru contracte mandat	23.860.499 8.448.033	23.950.036 8.600.444
Alte provizioane	33.933	44.967
TOTAL	32.342.465	32.595.447

Provizioanele pentru litigii aflate în sold la 30.06.2025, în sumă de 23.860.499, sunt reprezentate în principal de provizioanele constituite pentru următoarele litigii:

Dosarul nr. 36755/3/2018 – reclamant Conaid Company SRL (17.216.093) mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 19 – Litigii și contingente.
Dosarul nr. 15561/3/2022 – reclamant SMART SA (4.467.108) mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 19 – Litigii și contingente.
Dosarul nr. 3083/3/2020 - reclamant NUCLEARELECTRICA SA (1.472.785)

În data de 26.06.2020, Nuclearelectrica a chemat în judecată Compania pentru plata sumei de 1.290.533 lei reprezenând dezechilibru negativ și 182.251 lei, dobândă legală.

După mai multe termene în care a fost amânată cauza (26.06.2020, 16.10.2020, 11.12.2020), din diverse motive, la termenul din 22.12.2020, Instanța a obligat Compania la plata către reclamantă a sumei de 1.290.533,156 lei, cu titlu de daune interese compensatorii, la plata actualizării acestei sume cu rata inflaţiei de la data de 27.09.2018 şi până la data plăţii efective, la plata sumei de 182.251,94 lei reprezentând dobândă legală penalizatoare calculată de la data de 27.09.2018 şi până la data de 31.01.2020, precum şi la plata în continuare a dobânzii legale penalizatoare, calculată de la data de 01.02.2020 şi până la data plăţii efective. De asemenea, a obligat pârâta la plata către reclamantă a sumei de 23.441,66 lei, cu titlu de cheltuieli de judecată, constând în taxă judiciară de timbru. A respins cererea pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată, ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare. (Hotărâre 2698/2020 22.12.2020).

CNTEE Transelectrica SA a declarat apel. În ședința din data de 25.11.2021, Curtea de Apel București admite apelul. Schimbă în parte sentinţa civilă apelată, în sensul că: Respinge ca neîntemeiată cererea de chemare în judecată. Menţine dispoziţia primei instanţe de respingere ca neîntemeiată a cererii pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată. Obligă intimata-reclamantă la plata către apelanta-pârâtă a sumei de 20.591,66 cu titlu de cheltuieli de judecată în apel. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare, cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor de către grefa instanţei, azi, 25.11.2021. Document: Hotarâre 1927/2021 25.11.2021.

Nuclearelectrica a declarat recurs, recurs ce s-a suspendat până la soluționarea acțiunii în anulare a ordinului. Termen 12.10.2022. În temeiul art. 413 alin. (1) pct. 1 C.proc.civ., suspendă judecata recursului declarat de recurenta-reclamantă SOCIETATEA NAŢIONALĂ NUCLEARELECTRICA S.A. împotriva deciziei civile nr. 1927/A/25.11.2021, pronunțată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă, până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 2659/2/2020, aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie – Secţia de Contencios Administrativ şi Fiscal. Definitivă.

"Provizioanele pentru contracte de mandat", în sumă de 8.448.033 la data de 30 iunie 2025, reprezintă:

componenta variabilă aferentă pachetelor OAVT alocate și nevalorificate pe perioada mandatelor executate în perioada 2013- 2017, pentru administratorii executivi și neexecutivi, solicitate de aceștia în instanță;
remunerația reprezentând componenta variabilă, compensația de neconcurență și a celei aferentă indemnizațiilor fixe brute lunare rămase până la finalul mandatului pentru membrii revocați ai Consiliului de Supraveghere/ Directorat, respectiv pentru mandatele 2020-2024.

"Alte provizioane" în sumă de 33.933 reprezintă concedii de odihnă neefectuate.

11. Alte impozite și obligații pentru asigurările sociale

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, alte impozite și obligații pentru asigurările sociale cuprind:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Contribuția la fondurile de asigurări sociale	11.985.999	14.303.638
Impozit pe salarii	2.154.811	2.861.321
Alte impozite de plată	1.280.835	1.266.791
Total	15.421.645	18.431.750

La 30 iunie 2025, Compania înregistrează obligații de plată pentru contribuțiile la fondurile de asigurări sociale, impozit pe salarii și alte impozite, care au fost scadente și achitate în luna iulie 2025.

12. Impozit pe profit

Impozitul pe profit curent și amânat al Companiei este determinat la o rată statutară de 16%.

Cheltuiala cu impozitul pe profit pentru trimestrul II 2025 și trimestrul II 2024, precum și la impozitul pe profit la 30 iunie 2025 și 30 iunie 2024 se prezintă, după cum urmează:

	Trim. II 2025	Trim. II 2024	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Impozitul pe profit curent	3.786.180	(3.771.540)	36.805.155	17.199.205
Impozitul pe profit amânat	(649.321)	(293.220)	(3.650.945)	2.532.517
Total	3.136.859	(4.064.760)	33.154.210	19.731.722

13. Venituri din exploatare

Trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024

Veniturile din exploatare cuprind veniturile realizate din prestarea de către Companie, pe piața de energie electrică, a serviciilor de transport și de sistem, alocarea capacității de interconexiune, servicii de operare a pieței de echilibrare și alte venituri.

Tarifele aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică, aferente trimestrului II 2025 şi trimestrului II 2024 se prezintă, astfel:

	Tarif pentru serviciul de transport de introducere a energiei electrice în reţeaua electrică de transport (TG)	Tarif pentru serviciul de transport pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL)	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciul de sistem
Ordin nr. 21/27.05.2025 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie 2025	-	-	-	7,04

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Tarif pentru serviciul de transport de introducere a energiei electrice în reţeaua electrică de transport (TG)	Tarif pentru serviciul de transport pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL)	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciul de sistem
Ordin nr. 99/20.12.2024 pentru perioada 01 aprilie – 30 iunie 2025	3,29	33,03	-	-
Ordin nr. 57/28.08.2024 pentru perioada 01 aprilie – 31 mai 2025	-	-	-	11,51
Ordin nr. 15/29.05.2024 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie 2024	-	-	-	12,84
Ordin nr. 116/20.12.2023 pentru perioada 01 aprilie – 31 mai 2024	-	-	-	9,17
Ordin nr. 109/20.12.2023 pentru perioada 01 aprilie – 30 iunie 2024	-	-	31,67	-

Începând cu 01 ianuarie 2025 ANRE aprobă tariful pentru serviciul de transport numai pe cele două componente: tariful de introducere a energiei electrice în reţeaua de transport (TG) şi tariful pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL), conform Ordinului ANRE nr. 99/20.12.2024.

Modificarea valorii tarifului pentru serviciul de sistem de la 01 iunie 2025 prin Ordinul ANRE nr. 21/27.05.2025 a fost determinată de aplicarea mecanismului de corectare a deviațiilor semnificative de la prognoza care a stat la baza aprobării tarifului intrat in vigoare la data de 01 septembrie 2024 (Ordinul ANRE nr. 57/28.08.2024), în conformitate cu prevederile cadrului de reglementare emis de ANRE.

Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică se prezintă, astfel:

	Trim. II 2025	Trim. II 2024
Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor (MWh)	12.302.660	12.175.471

Veniturile din exploatare realizate în trimestrul II 2025 şi trimestrul II 2024 se prezintă, astfel:

	Trim. II 2025	Trim. II 2024
Venituri din serviciul de transport	438.729.912	376.469.572
Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune	82.191.778	56.855.140
Venituri din energia reactivă	598.288	351.592
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	6.040.263	7.469.808
Venituri din tranzacţii CPT	14.961.104	41.531.801
Venituri din serviciul de transport – total	542.521.345	482.677.913
Venituri din servicii de sistem	123.662.069	127.629.718
Venituri din ajutoare de avarie	-	57.266.226
Venituri din servicii de sistem – total	123.662.069	184.895.944
Venituri din piaţa de echilibrare	823.923.796	1.896.721.756
Venituri din alte prestații și alte venituri din exploatare	21.077.515	116.182.811
Venituri din capitalizarea CPT	-	16.497.017
Alte venituri - total	21.077.515	132.679.828
Total venituri din exploatare	1.511.184.725	2.696.975.441

Venituri din serviciul de transport

Veniturile din serviciul de transport au înregistrat o creştere în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024 cu suma de 62.260.340, determinată atât de majorarea tarifului pentru serviciul de transport aprobat de ANRE (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior), cât şi de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 1,04%, respectiv cu 127.189 MWh.

Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune

Veniturile din alocarea capacităţii de interconexiune au înregistrat o creştere în trimestrul II 2025 faţă de trimestrul II 2024, în sumă de 25.336.638, corespunzătoare nivelului de utilizare a disponibilităţilor capacităţii de interconexiune de către traderii de pe piaţa de energie electrică.

Piaţa de alocare a capacităţilor de interconexiune este fluctuantă, preţurile evoluând în funcţie de cererea şi necesitatea participanţilor pe piaţa de energie electrică de a achiziţiona capacitate de interconexiune. Astfel, creşterea din perioada analizată a fost influențată de modelul de formare al prețului în funcție de cerere și ofertă. Alocările implicite, în care sunt prevăzute simultan capacitate și energie, sunt puternic influențate de variațiile prețului energiei electrice pe bursele din Europa.

Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)

Veniturile înregistrate în urma aplicării mecanismului ITC provin în cea mai mare parte din schimburile programate de energie electrică cu ţările considerate perimetrice mecanismului, respectiv Ucraina şi Republica Moldova. Ȋn general, România este ţară plătitoare în cadrul mecanismului, dar în mod excepţional se pot înregistra venituri şi din decontările lunare.

Ȋncepând cu data de 01 iulie 2024, Ucraina a aderat la mecanismul ITC şi nu a mai fost considerată ţară perimetrică. Prin urmare, schimburile luate în considerare au fost doar cele cu Republica Moldova.

În trimestrul II 2025, veniturile înregistrate în urma aplicării mecanismului ITC au înregistrat o scădere de 1.429.545 comparativ cu trimestrul II 2024.

Venituri din tranzacţii CPT

Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru CPT au fost obţinute, în principal, din vânzarea energiei în excedent la preţ pozitiv şi din achiziţia energiei de deficit la preţ negativ, rezultată din diferenţa dintre prognoza pe termen lung şi mediu şi prognoza pe termen scurt (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi, respectiv, din diferenţa dintre CPT prognozat şi CPT efectiv realizat (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa de Echilibrare. Aceste venituri au fost mai mici în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024 cu suma de 26.570.697.

Veniturile obţinute din tranzacţiile pe Piaţa Intrazilnică au fost mai mari decât cele realizate în anul precedent, ca urmare a creşterii energiei vândute pe piaţa intrazilnică în urma corecţiilor de prognoză cât mai aproape de momentul livrării, precum şi a preţurilor uşor crescute pe această piaţă.

Veniturile obţinute din tranzacţiile pe Piaţa de Echilibrare au fost semnificativ mai mici, având în vedere că CPT înregistrat în trimestrul II 2025 a fost mai mic decât în perioada similară a anului precedent. Având în vedere creşterea ponderii producţiei energiei solare şi eoliene, se observă o creştere a ofertei de energie pe intervalele de vârf şi a ponderii intervalelor cu preţuri foarte mici şi chiar negative pentru preţurile pe pieţele pe termen scurt.

Venituri din servicii de sistem

Veniturile din serviciile de sistem au înregistrat o scădere în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024 cu suma de 3.967.649, determinată de diminuarea tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior), în condiţiile creşterii cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu cu 1,04%, respectiv cu 127.189 MWh.

Venituri pe piaţa de echilibrare

Veniturile realizate pe piaţa de echilibrare au înregistrat o scădere în trimestrul II 2025 faţă de trimestrul II 2024, cu suma de 1.072.797.960, determinată, în principal, de următoarele aspecte:

evoluţia dezechilibrelor contractuale înregistrate la nivelul furnizorilor de energie electrică pe piaţa de echilibrare;
evoluţia hidraulicităţii;
evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică;
evoluţia producţiei centralelor aflate în perioada de probă;
s-a înregistrat o continuare a creșterii accelerate a puterii instalate la prosumatori;

• o îmbunătăţire a controlului/monitorizării la nivelul furnizorilor pentru producţia prosumatorilor pe care îi au în portofoliu și creşterea preocupării la nivelul acestora pentru estimarea/ajustarea prognozelor de producţie a prosumatorilor în raport cu poziţia contractuală.

Semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024

Tarifele aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică aferente semestrului I 2025 şi semestrului I 2024 se prezintă, astfel:

	Tarif pentru serviciul de transport de introducere a energiei electrice în reţeaua electrică de transport (TG)	Tarif pentru serviciul de transport pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL)	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciul de sistem
Ordin nr. 21/27.05.2025 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie 2025	-	-	-	7,04
Ordin nr. 99/20.12.2024 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie 2025	3,29	33,03	-	-
Ordin nr. 57/28.08.2024 pentru perioada 01 ianuarie – 31 mai 2025	-	-	-	11,51
Ordin nr. 15/29.05.2024 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie 2024	-	-	-	12,84
Ordin nr. 116/20.12.2023 pentru perioada 01 ianuarie – 31 mai 2024	-	-	-	9,17
Ordin nr. 109/20.12.2023 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie 2024	-	-	31,67	-

Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor în semestrul I 2025, respectiv semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor (MWh)	25.871.125	25.402.341

Veniturile din exploatare realizate în semestrul I 2025 şi semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Venituri din serviciul de transport	925.349.751	800.888.516
Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune	151.278.789	101.900.336
Venituri din energia reactivă	1.453.992	758.012
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	14.415.315	11.631.554
Venituri din tranzacţii CPT	26.082.565	70.099.623
Venituri din serviciul de transport – total	1.118.580.412	985.278.041

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Venituri din servicii de sistem	281.353.073	251.393.138
Venituri din ajutoare de avarie	268.763	60.301.753
Venituri din servicii de sistem – total	281.621.836	311.694.891
Venituri pe piaţa de echilibrare	1.490.519.196	3.229.089.384
Venituri din alte prestații și alte venituri din exploatare	30.836.867	135.260.786
Venituri din capitalizarea CPT	924.241	23.866.156
Alte venituri - total	31.761.108	159.126.942
Total venituri din exploatare	2.922.482.552	4.685.189.258

Venituri din serviciul de transport

Veniturile din serviciul de transport au înregistrat o creştere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 124.461.235, determinată atât de majorarea tarifului pentru serviciul de transport aprobat de ANRE (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior), cât şi de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 1,85%, respectiv cu 468.784 MWh.

Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune

Veniturile din alocarea capacităţii de interconexiune au înregistrat o creştere în semestrul I 2025 faţă de semestrul I 2024, în sumă de 49.378.453, corespunzătoare nivelului de utilizare a disponibilităţilor capacităţii de interconexiune de către traderii de pe piaţa de energie electrică.

În data de 8 iunie 2022, a avut loc punerea în funcțiune a proiectului Core FB MC (Core Flow-Based Market Coupling), fiind astfel inițiată cuplarea pieței pentru ziua următoare pe bază de fluxuri în regiunea de calcul a capacităților Core. Mecanismul de cuplare a pieței pe bază de fluxuri optimizează piața europeană de energie electrică pentru 13 țări (Austria, Belgia, Croația, Republica Cehă, Franța, Germania, Ungaria, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, România, Slovacia și Slovenia).

Începând cu data de 27 octombrie 2021, granița România - Bulgaria a fost integrată în cuplarea unică a pieţelor pentru ziua următoare (SDAC), capacitatea transfrontalieră dintre România și Bulgaria fiind alocată implicit.

Începând cu noiembrie 2019 a avut loc lansarea celui de-al 2-lea val în cadrul soluţiei unice europene de cuplare a pieţelor intrazilnice (SIDC – Single Intraday Coupling). Mecanismul unic de cuplare a pieţelor intrazilnice asigură armonizarea continuă a ofertelor de vânzare şi cumpărare a participanţilor la piaţa dintr-o zonă de ofertare cu oferte de vânzare şi cumpărare din interiorul propriei zone de ofertare şi din orice altă zonă de ofertare unde este disponibilă capacitate transfrontalieră. Astfel, licitaţiile intrazilnice explicite sunt numai pe graniţele cu Serbia și Moldova, iar pe graniţele cu Bulgaria şi cu Ungaria sunt implicite (în cadrul SIDC).

Utilizarea veniturilor nete din alocarea capacităţii de interconexiune se realizează în conformitate cu prevederile din Ordinul ANRE nr. 171/2019 şi al Regulamentului (UE) 2019/943 din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică, ca sursă de finanţare a investiţiilor pentru modernizarea şi dezvoltarea capacităţii de interconexiune cu sistemele vecine.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

efectuarea cheltuielilor de mentenanţă RET pentru anumite proiecte de mentenanţă majoră şi mentenanţă minoră, din veniturile obţinute din alocarea capacităţii de interconexiune transfrontalieră.

Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)

Astfel, în semestrul I 2025, veniturile înregistrate în urma aplicării mecanismului ITC au înregistrat o creștere de 2.783.761 comparativ cu semestrul I 2024, cu următoarele mențiuni:

deși schimburile de energie cu ţările perimetrice luate în considerare au fost doar cele cu Republica Moldova, acestea au crescut de circa 2 ori;
valoarea tarifului pentru schimburile cu ţările perimetrice a fost de 2,5 EUR/MWh până la 14 mai 2025, respectiv 1,5 EUR/MWh începând cu 15 mai 2025, față de 3 EUR/MWh în 2024.

Venituri din tranzacţii CPT

Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru CPT au fost obţinute, în principal, din vânzarea energiei în excedent la preţ pozitiv şi din achiziţia energiei de deficit la preţ negativ, rezultată din diferenţa dintre prognoza pe termen lung şi mediu şi prognoza pe termen scurt (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi, respectiv, din diferenţa dintre CPT prognozat şi CPT efectiv realizat (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa de Echilibrare. Aceste venituri au fost mai mici în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 44.017.058.

Veniturile obţinute din tranzacţiile pe Piaţa de Echilibrare au fost semnificativ mai mici, având în vedere că CPT înregistrat în semestrul I 2025 a fost mai mic decât în perioada similară a anului precedent. Având în vedere creşterea ponderii producţiei energiei solare şi eoliene, se observă o creştere a ofertei de energie pe intervalele de vârf şi a ponderii intervalelor cu preţuri foarte mici şi chiar negative pentru preţurile pe pieţele pe termen scurt.

Venituri din servicii de sistem

Veniturile din serviciile de sistem au înregistrat o creştere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 29.959.935, determinată de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 1,85%, respectiv cu 468.784 MWh, în condiţiile diminuării tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii începând cu 01 iunie 2025 (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior).

Pentru activitatea de servicii de sistem cadrul de reglementare specific acesteia conține mecanisme de regularizare care asigură compensarea excesului sau deficitului de venituri raportat la nivelul cheltuielilor necesare pentru desfășurarea activității respective. Astfel, potrivit reglementărilor ANRE, surplusul/deficitul de venit față de costurile recunoscute rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (corecție negativă/pozitivă) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-a înregistrat surplusul/deficitul respectiv. Surplusul/deficitul de venit față de costurile rezultate din desfașurarea acestei activități se calculează pe perioade de programare a tarifului.

Venituri din ajutoare de avarie

În semestrul I 2025 au fost acordate ajutoare de avarie în sumă de 268.763 către Serbia (luna martie), pe fondul opririlor accidentale de grupuri din această țară.

Venituri pe piaţa de echilibrare

Veniturile realizate pe piaţa de echilibrare au înregistrat o scădere în semestrul I 2025 faţă de semestrul I 2024, cu suma de 1.738.570.188, determinată, în principal, de următoarele aspecte:

evoluţia dezechilibrelor contractuale înregistrate la nivelul furnizorilor de energie electrică pe piaţa de echilibrare;
evoluţia hidraulicităţii;
evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică;
evoluţia producţiei centralelor aflate în perioada de probă;
s-a înregistrat o continuare a creșterii accelerate a puterii instalate la prosumatori;
o îmbunătăţire a controlului/monitorizării la nivelul furnizorilor pentru producţia prosumatorilor pe care îi au în portofoliu și creşterea preocupării la nivelul acestora pentru estimarea/ajustarea prognozelor de producţie a prosumatorilor în raport cu poziţia contractuală.

Venituri din capitalizarea consumului propriu tehnologic (CPT)

Potrivit art. III din OUG nr. 119/2022 pentru modificarea şi completarea OUG nr. 27/2022 privind măsurile aplicabile clienţilor finali din piaţa de energie electrică şi gaze naturale în perioada 1 aprilie 2022 - 31 martie 2023, precum şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative din domeniul energiei, şi aprobată prin Legea nr. 357/13.12.2022,cu modificările și completările ulterioare, pentru operatorii economici titulari de licenţă, prestatori ai serviciilor de transport a energiei electrice, costurile suplimentare cu achiziţia de energie electrică realizate în perioada 1 ianuarie 2022 - 31 martie 2025, în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic, faţă de costurile incluse în tarifele reglementate, se capitalizează trimestrial, iar activele rezultate în urma capitalizării se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării.

Astfel, la data de 30 iunie 2025, Compania a înregistrat venituri din capitalizarea CPT în sumă de 924.241, reprezentând CPT suplimentar calculat ca diferență dintre costul net cu achiziția CPT și costul CPT inclus în tariful de reglementare, pentru perioada 01 ianuarie – 31 martie 2025.

14. Cheltuieli pentru operarea sistemului şi din piaţa de echilibrare

Trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024

Cheltuielile realizate în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024 se prezintă, astfel:

	Trimestrul II 2025	Trimestrul II 2024
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	129.724.431	153.186.443
Cheltuieli cu congestiile	-	107.222
Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET	8.019.550	11.327.703
Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)	17.442.815	12.840.055
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)	13.792.645	8.990.228
Total cheltuieli operaţionale	168.979.441	186.451.651
Cheltuieli privind serviciile de sistem	134.293.859	195.586.467
Cheltuieli privind piaţa de echilibrare	824.219.058	1.896.938.639
Total	1.127.492.358	2.278.976.757

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

Acestea reprezintă cheltuieli cu achiziţia de energie electrică de pe piaţa liberă de energie electrică, respectiv Piaţa Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB), Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU), Piaţa de Echilibrare (PE) şi Piaţa Intrazilnică (PI) pentru acoperirea consumului propriu tehnologic (CPT) în RET.

Cheltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mici cu suma de 23.462.012 în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024, având în vedere o serie de aspecte, după cum urmează:

datorită caracteristicilor sale, Consumul Propriu Tehnologic (CPT) în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică, la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate;
ca urmare a condiţiilor meteorologice şi a fluxurilor pe liniile de interconexiune, valoarea CPT înregistrată în trimestrul II 2025 a fost mai mică decât cea înregistrată în perioada similară a anului precedent;
începând cu 01.04.2024, mecanismul de achiziţie centralizată a energiei electrice (MACEE) a fost modificat prin OUG nr. 32/2024, în sensul:
reducerii preţului de achiziție reglementat la valoarea de 400 lei/MWh;

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

eliminării obligativităţii de participare a producătorilor la mecanism;
modificării perioadei de aplicare a mecanismului de la 31.03.2025 la 31.12.2024;
permiterii participării la mecanism şi a altor producători, cu capacităţi de producţie mai mici de 10 MW.
modificările introduse prin OUG nr. 32/2024 au condus spre o ieşire treptată din schema de sprijin şi o revenire la mecanismele de piaţă concurenţiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziţionată în proporţie de circa 50% prin contracte bilaterale;
eliminarea mecanismului MACEE cu preţ reglementat, creșterea consumului, precum şi scăderea producţiei hidroelectrice au condus la creşterea importurilor şi la o creştere a preţurilor energiei pe pieţele pe termen scurt faţă de perioada similară a anului 2024;
preţul PZU depinde foarte mult de condiţiile meteorologice (secetă, precipitaţii, fenomene extreme) şi de preţurile de pe piaţa europeană. Piaţa pentru Ziua Următoare este o piaţă imprevizibilă, cu un grad ridicat de volatilitate, preţurile putând să crească şi cu 30-40% în decurs de o săptămână;
începând cu data de 01 iulie 2024 au intrat în vigoare o serie de modificări ale Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea, în conformitate cu cerințele codurilor Europene, care au condus la preţuri foarte mari pe Piaţa de Echilibrare. Aceste preţuri prezintă un grad mare de volatilitate şi incertitudine, putând varia foarte mult, dar situându-se totuşi sub valorile maxime din anul 2024. Consumul propriu tehnologic înregistrat în perioada analizată a fost mai mic faţă de perioada similară a anului 2024, conducând la costuri rezultate din acoperirea dezechilibrelor de energie pe această piață mai mici faţă de aceeași perioadă a anului 2024.

Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET

În vederea desfăşurării activităţii de transport a energiei electrice în staţiile electrice şi operării Sistemului Electroenergetic Naţional în condiţii de siguranţă, CNTEE Transelectrica SA trebuie să achiziționeze energie electrică pentru acoperirea consumului aferent serviciilor interne din staţiile electrice de înaltă tensiune ce se află în administrarea Companiei. Aceste cheltuieli au înregistrat o scădere cu suma de 3.308.153 în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024.

Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)

În luna iunie 2025 s-au înregistrat cheltuieli privind CPT aferent tranzitelor suplimentare de energie electrică din rețelele operatorilor de distribuție concesionari la nivelul de tensiune de 110 kV (pentru cota atribuită OTS) în sumă de 17.442.815. Prin deciziile ANRE nr. 2780/20.12.2024 şi nr. 2781/20.12.2024, au fost aprobate cantităţile prognozate de CPT şi costurile corespunzătoare aferente tranzitelor suplimentare de energie electrică din reţelele electrice de 110 kV pentru anul 2025, pentru societăţile Reţele Electrice România S.A. şi Distribuţie Energie Oltenia S.A.

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)

Cheltuielile cu ITC reprezintă obligaţiile lunare de plată/drepturile de încasare pentru fiecare operator de transport şi de sistem (TSO). Acestea se stabilesc în cadrul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizării reţelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrică între operatorii TSO din ţările care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E. În trimestrul II 2025, aceste cheltuieli au fost mai mari cu 4.802.417 faţă de perioada similară a anului anterior.

Cheltuieli privind serviciile de sistem (capacitatea de echilibrare)

Cheltuielile privind serviciile de sistem (capacitatea de echilibrare) au înregistrat o scădere în trimestrul II 2025 comparativ cu trimestrul II 2024, în sumă de 61.292.608.

Achiziția capacităţii de echilibrare se efectuează în baza necesarului stabilit de către Dispeceratul Energetic Național (unitate organizațională din cadrul Companiei) care răspunde de asigurarea stabilității și siguranței funcționării SEN, în confomitate cu prevederile Ordinului ANRE nr. 127/08.12.2021 pentru aprobarea Regulamentului privind clauzele si condițiile pentru furnizorii de servicii de echilibrare și pentru furnizorii de rezervă de stabilizare a frecvenței și a Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea și pentru modificarea și abrogarea unor ordine ale Președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energiei, cu modificările şi completările ulterioare.

În trimestrul II 2025, CNTEE Transelectrica SA a contractat Energia Reactivă de la Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale "Hidroelectrica" SA., conform:

deciziei ANRE nr. 2281/29.10.2024 privind acordarea derogării pentru operatorul de transport şi de sistem la achiziţionarea pe bază de piaţă a serviciului energie electrică reactivă pentru reglajul tensiunii în reţea;
hotărârii CNTEE Transelectrica SA nr. 218/12.12.2024 prin care au fost aprobate preţurile maximale pentru achiziţionarea serviciului de sistem energie reactivă aferent reglajului tensiunii în reţeaua electrică de transport;
realizărilor confirmate de Dispeceratul Energetic Național.

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Pe piaţa capacităţilor de echilibrare, în concordanţă cu tendinţa de evoluţie pe piaţa de echilibrare în anul 2025, s-a înregistrat un trend de reducere a preţului de achiziţie pentru RRFa la creştere şi reducere de putere şi un trend de creştere începând cu luna mai 2025 la RRfm la reducere de putere.

Cheltuieli privind piaţa de echilibrare

Cheltuielile privind piaţa de echilibrare realizate în trimestrul II 2025, în sumă de 824.219.058, au fost mai mici, respectiv cu suma de 1.072.719.581 faţă de cele realizate în trimestrul II 2024. Aceste cheltuieli rezultă în urma notificărilor/ realizărilor participanţilor pe această piaţă și sunt influențate semnificativ de evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică la nivel naţional, contextul european de evoluţie al pieţei de energie electrică și modul de realizare a contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare.

Semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024

Cheltuielile realizate în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	288.040.965	296.081.042
Cheltuieli cu congestiile	-	107.222
Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET	20.630.150	25.567.731
Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)	17.442.815	12.840.055
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)	31.959.382	20.604.759
Total cheltuieli operaţionale	358.073.312	355.200.809
Cheltuieli privind serviciile de sistem	234.589.681	300.957.046
Cheltuieli privind piaţa de echilibrare	1.490.940.346	3.229.285.561
Total	2.083.603.339	3.885.443.416

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

Cheltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mici cu suma de 8.040.077 în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024, având în vedere o serie de aspecte, după cum urmează:

datorită caracteristicilor sale, Consumul Propriu Tehnologic (CPT) în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică, la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate;
ca urmare a condiţiilor meteorologice şi a fluxurilor pe liniile de interconexiune, valoarea CPT înregistrată în semestrul I 2025 a fost mai mică decât cea înregistrată în anul precedent;
faţă de anul 2025, în primele trei luni ale anului 2024, ca urmare a prevederilor OUG nr. 153/2022 pentru modificarea şi completarea OUG nr. 27/2022, CNTEE Transelectrica SA a achiziţionat energie electrică pentru acoperirea a 75% din cantitatea aferentă prognozei de CPT validate prin Mecanismul de achiziţie centralizată de energie electrică (MACEE), la prețul reglementat de 450 lei/MWh;
începând cu 01.04.2024, mecanismul de achiziţie centralizată a energiei electrice (MACEE) a fost modificat prin OUG nr. 32/2024, în sensul:
- reducerii preţului de achiziție reglementat la valoarea de 400 lei/MWh;
- eliminării obligativităţii de participare a producătorilor la mecanism;
- modificării perioadei de aplicare a mecanismului de la 31.03.2025 la 31.12.2024;
- permiterii participării la mecanism şi a altor producători, cu capacităţi de producţie mai mici de 10 MW.
modificările introduse prin OUG nr. 32/2024 au condus spre o ieşire treptată din schema de sprijin şi o revenire la mecanismele de piaţă concurenţiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziţionată în proporţie de circa 50% prin contracte bilaterale, la un preţ mediu pentru primul semestru al anului 2025 de 477,25 lei/MWh;
eliminarea mecanismului MACEE cu preţ reglementat, creșterea consumului şi temperaturile scăzute din luna februarie, precum şi scăderea producţiei hidroelectrice au condus la creşterea importurilor şi la o creştere a preţurilor energiei pe pieţele

pe termen scurt faţă de perioada similară a anului 2024;

preţul PZU depinde foarte mult de condiţiile meteorologice (secetă, precipitaţii, fenomene extreme) şi de preţurile de pe piaţa europeană. Piaţa pentru Ziua Următoare este o piaţă imprevizibilă, cu un grad ridicat de volatilitate, preţurile putând să crească şi cu 30-40% în decurs de o săptămână;
începând cu data de 01 iulie 2024 au intrat în vigoare o serie de modificări ale Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea, în conformitate cu cerințele codurilor Europene, care au condus la preţuri foarte mari pe Piaţa de Echilibrare. Aceste preţuri prezintă un grad mare de volatilitate şi incertitudine, putând varia foarte mult, dar situându-se totuşi sub valorile maxime din anul 2024. Consumul propriu tehnologic înregistrat în perioada analizată a fost mai mic faţă de perioada similară a anului 2024, conducând la costuri rezultate din acoperirea dezechilibrelor de energie pe această piață mai mici faţă de aceeași perioadă a anului 2024.

Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET

În vederea desfăşurării activităţii de transport a energiei electrice în staţiile electrice şi operării Sistemului Electroenergetic Naţional în condiţii de siguranţă, CNTEE Transelectrica SA trebuie să achiziționeze energie electrică pentru acoperirea consumului aferent serviciilor interne din staţiile electrice de înaltă tensiune ce se află în administrarea Companiei. Aceste cheltuieli au înregistrat o scădere cu suma de 4.937.581 în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024.

Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)

Cheltuielile cu ITC reprezintă obligaţiile lunare de plată/drepturile de încasare pentru fiecare operator de transport şi de sistem (TSO). Acestea se stabilesc în cadrul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizării reţelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrică între operatorii TSO din ţările care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E. În semestrul I 2025, aceste cheltuieli au fost mai mari cu 11.354.623 faţă de perioada similară a anului anterior.

Cheltuieli privind serviciile de sistem (capacitatea de echilibrare)

Cheltuielile privind serviciile de sistem (capacitatea de echilibrare) au înregistrat o scădere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024, în sumă de 66.367.365.

În semestrul I 2025, CNTEE Transelectrica SA a contractat Energia Reactivă de la Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale "Hidroelectrica" SA., conform:

deciziei ANRE nr. 2281/29.10.2024 privind acordarea derogării pentru operatorul de transport şi de sistem la achiziţionarea pe bază de piaţă a serviciului energie electrică reactivă pentru reglajul tensiunii în reţea;
hotărârii CNTEE Transelectrica SA nr. 218/12.12.2024 prin care au fost aprobate preţurile maximale pentru achiziţionarea serviciului de sistem energie reactivă aferent reglajului tensiunii în reţeaua electrică de transport;
realizărilor confirmate de Dispeceratul Energetic Național.

Precizăm faptul că în concordanţă cu tendinţa constatată pe piaţa de echilibrare s-a manifestat o creştere a preţului de achiziţie a Rezervei terțiare rapide - reducere de putere începând cu luna mai 2025. Dacă în primele cinci luni ale anului prețurile medii au oscilat între 15 și 23 lei/hMW, în luna iunie 2025 s-a înregistrat o explozie a valorilor, cu o medie generală de peste 108 lei/hMW. Această creștere nu este justificată nici de modificări semnificative ale cererii sau ofertei, nici de factori tehnici obiectivi, ci reprezintă o modificare bruscă și unilaterală a comportamentului de ofertare al unui grup restrâns de participanți. Ofertele transmise de anumiți producători în luna iunie 2025 au atins valori cuprinse între 100 și 999 lei/hMW, cu prețuri repetate de 500, 700 și chiar 999 lei/hMW. (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Producători precum CE Oltenia, Electrocentrale Craiova, BEPCO, INGKA Investments Renewable Energy România și True Energy Management au avut un comportament complet divergent față de celelalte luni, în care aceiași ofertanți existenti în piaţa aveau prețuri în jurul valorii de 15 lei/hMW.

Pe piaţa capacităţilor de echilibrare, în concordanţă cu tendinţa de evoluţie pe piaţa de echilibrare în semestrul I 2025, s-a înregistrat un trend de reducere a preţului de achiziţie pentru RRFa la creştere şi reducere de putere şi un trend de creştere începând cu luna mai 2025 la RRfm la reducere de putere:

preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la creştere 60,51 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la reducere 62,75 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la creştere 36,57 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la reducere 38,09 lei/hMW.

Pentru perioada următoare a anului 2025 se estimează că un impact semnificativ privind evoluția costurilor cu achiziția serviciilor de sistem (capacitatea de echilibrare) prin licitaţii zilnice şi pe sens, la nivelul CNTEE Transelectrica SA, îl vor avea comportamentul de piaţa al participanţilor înregistraţi la piaţa capacităţilor de echilibrare, cadrul de reglementare al ANRE privind piaţa de energie electrică, evoluţia preţurilor pe piaţa de echilibrare, cât şi contextul regional şi european de evoluţie a pieţei de energie electrică.

Cheltuieli privind piaţa de echilibrare

Cheltuielile privind piaţa de echilibrare realizate în semestrul I 2025, în sumă de 1.490.940.346, au fost mai mici, respectiv cu suma de 1.738.345.215 faţă de cele realizate în semestrul I 2024. Aceste cheltuieli rezultă în urma notificărilor/realizărilor participanţilor pe această piaţă și sunt influențate semnificativ de evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică la nivel naţional, contextul european de evoluţie al pieţei de energie electrică și modul de realizare a contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare.

15. Amortizare

	Trim. II 2025	Trim. II 2024
Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale	73.004.788	66.646.479
Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale – CPT suplimentar	22.760.309	17.981.559
Cheltuieli cu amortizarea activelor aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing	2.079.614	1.988.059
Total	97.844.711	86.616.097

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale	142.507.777	132.072.099
Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale – CPT suplimentar	45.474.407	35.594.661
Cheltuieli cu amortizarea activelor aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing	4.067.674	3.976.119
Total	192.049.858	171.642.879

Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale în sumă de 142.507.777 reprezintă amortizarea înregistrată în semestrul I 2025, calculată la valoarea justă a activelor la 31 decembrie 2024, corelată cu punerile în funcțiune a lucrărilor de investiții și cu recepționarea activelor.

Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale – CPT suplimentar în sumă de 45.474.407 au fost înregistrate în conformitate cu prevederile OMF nr. 3900/2022 privind aprobarea precizărilor contabile în aplicarea prevederilor art. III din OUG nr. 119/2022 pentru modificarea și completarea OUG nr. 27/2022 privind măsurile aplicabile clienților finali din piața de energie electrică și gaze naturale în perioada 1 aprilie 2022-31 martie 2023, precum și pentru modificarea și completarea unor acte normative din domeniul energiei.

Potrivit art. III din OUG nr. 119/2022 și aprobată prin Legea nr. 357/13.12.2022 cu modificările şi completările ulterioare, pentru operatorii economici titulari de licenţă, prestatori ai serviciilor de transport a energiei electrice, costurile suplimentare cu achiziţia de energie electrică realizate în perioada 1 ianuarie 2022 - 31 martie 2025, în vederea acoperirii consumului propriu tehnologic, faţă de costurile incluse în tarifele reglementate, se capitalizează trimestrial, iar activele rezultate în urma capitalizării se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării.

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale recunoscute conform IFRS 16 în sumă de 4.067.674 (Compania își desfășoară parțial activitatea în spații de birouri închiriate). Potrivit IFRS 16 – Contracte de leasing, se recunoaște dreptul de utilizare a spațiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinium din str. Olteni nr. 2-4, ca activ evaluat la nivelul chiriei de achitat până la finele contractului de închiriere. Activul recunoscut conform IFRS 16 se amortizează la nivelul chiriei lunare și se înregistrează în cadrul indicatorului "cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale".

16. Cheltuieli cu personalul

	Trim. II 2025	Trim. II 2024
Cheltuieli cu salariile personalului	85.775.258	85.243.115
Cheltuieli sociale	5.215.085	4.477.407
Cheltuieli cu tichetele acordate salariaţilor	3.999.960	4.033.240
Cheltuieli aferente contractului de mandat şi a altor comitete, comisii	1.361.987	1.253.283
Cheltuieli privind asigurările şi protecţia socială	8.856.569	6.858.018
Provizioane constituite pentru cheltuieli salariale şi asimilate	(5.160)	(1.868.278)
Alte cheltuieli	(34.022)	-
Total	105.169.677	99.996.785


	Semestrul I	Semestrul I
	2025	2024
Cheltuieli cu salariile personalului Cheltuieli sociale	168.947.429 5.692.785	162.833.818 4.912.948
Cheltuieli cu tichetele acordate salariaţilor	8.189.440	8.446.880
Cheltuieli aferente contractului de mandat şi a altor comitete, comisii	2.780.420	2.362.408
Cheltuieli privind asigurările şi protecţia socială	16.242.809	12.896.846
Provizioane constituite pentru cheltuieli salariale şi asimilate	(163.444)	(3.959.886)
Alte cheltuieli	(34.022)	88

Totalul cheltuielilor cu personalul realizate în trimestrul II 2025 și în semestrul I 2025 înregistrează o creştere comparativ cu perioada similară a anului precedent, determinată, în principal, de creşterea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli cu salariile personalului, cheltuieli sociale, cheltuieli aferente contractelor de mandat, cheltuieli privind asigurările şi protecţia socială potrivit prevederilor legale aplicabile, precum și reluarea la venituri a unei părţi din provizioanele constituite pentru administratorii executivi și neexecutivi revocați, reprezentând componenta variabilă aferentă pachetelor de OAVT-uri alocate și nevalorificate pe perioada mandatelor executate în perioada 2013-2017 și compensații prevăzute în contractele de mandat încheiate în anul 2020 pentru perioada 2020-2024, concomitent cu plăţile efectuate în baza sentinţelor judecătoreşti executorii, primite de Companie.

17. Alte cheltuieli din exploatare

	Trim. II 2025	Trim. II 2024
Alte cheltuieli cu serviciile executate de terţi	35.708.407	32.310.516
Cheltuieli poştale şi taxe de telecomunicaţii	179.730	217.949
Cheltuieli cu redevenţele şi chiriile	1.879.381	1.662.306
Cheltuieli (nete) de exploatare privind ajustările pentru deprecierea activelor circulante	2.225.695	558.397
Alte cheltuieli, din care:	27.458.952	26.908.517
- pierderi din creanţe şi debitori diverşi - cheltuieli (nete) privind provizioanele pentru alte cheltuieli de exploatare	- (1.421)	258.093 (287.473)
- cheltuieli privind compensații în baza contractelor de mandat/ OAVT-uri cf. decizie instanţă	820.155	1.750.862
- cheltuieli privind impozitele, taxele şi vărsămintele asimilate (taxa ANRE, impozit pe monopol natural, impozit pe construcţii speciale,	15.371.635	4.159.819
alte impozite şi taxe locale)	1.020.036	4.865.257

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Trim. II 2025	Trim. II 2024
- cheltuieli privind mărfurile	2.008.736	1.913.102
- cheltuieli privind cotizaţiile internaţionale	1.802.931	1.795.976
- cheltuieli cu deplasările interne şi externe	1.256.242	1.874.441
- cheltuieli privind consumul administrativ de energie	1.382.000	2.446.700
- cheltuieli cu sponsorizarea	34.320	4.240.856
- cheltuieli cu amenzi şi penalităţi
- alte cheltuieli de exploatare	3.764.318	3.890.884
Total	67.452.165	61.657.685

În trimestrul II 2025, aceste cheltuieli au înregistrat o creştere în sumă de 5.794.480 comparativ cu trimestrul II 2024, determinată, în principal, de variația unor elemente de cheltuieli, astfel:

creșterea cheltuielilor privind impozitele, taxele şi vărsămintele asimilate, având în vedere introducerea în anul 2025 a impozitului pe construcţii, în conformitate cu prevederile OUG nr. 156/2024 privind unele măsuri fiscal-bugetare în domeniul cheltuielilor publice pentru fundamentarea bugetului consolidat pe anul 2025, pentru modificarea şi completarea unor acte normative, precum şi pentru prorogarea unor termene;
creșterea unor alte elemente de cheltuieli, respectiv: cheltuieli cu protecția civilă și paza, cheltuieli cu mentenanţa Teletrans, cheltuieli privind implementarea codurilor paneuropene, cheltuieli cu redevenţa, cheltuieli cu primele de asigurare etc.;
recunoaşterea pe costurile operaţionale ale Companiei, la alte cheltuieli de exploatare deductibile fiscal, a proiectului de investiţii: "Racordare la RET a CEE 136MW Platonești prin realizarea unei celule 110kV Gura Ialomiței", concomitent cu înregistrarea unui venit din exploatare aferent subvenției, la Executiv, respectiv înregistrarea în evidența contabilă a Sucursalei București, ca intrare de natura stocurilor, a celulei 110kV la alte venituri din exploatare;
diminuarea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli privind mărfurile, cheltuieli privind consumul administrativ de energie, cheltuieli cu pregătirea personalului etc.;
diminuarea cheltuielilor privind OAVT-urile plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă (bonusul de performanţă aferent Certificatelor OAVT acordate foștilor membri executivi și neexecutivi și nevalorificate, remunerare conform contractelor de mandat încheiate în perioada 2013 – 2017);
înregistrarea unor ajustări pentru deprecierea creanțelor (RESTART ENERGY TRADING SRL, JOINT ALLOCATION OFFICE SA, OPCOM SA etc.), a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor, precum şi reluarea la venituri a unor ajustări pentru deprecierea activelor curente (BALKANS POWER CORE SRL), respectiv a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor etc.

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Alte cheltuieli cu serviciile executate de terţi	68.163.395	62.572.152
Cheltuieli poştale şi taxe de telecomunicaţii	416.564	458.624
Cheltuieli cu redevenţele şi chiriile	3.955.922	3.441.929
Cheltuieli (nete) de exploatare privind ajustările pentru deprecierea activelor circulante	2.104.290	348.953
Alte cheltuieli, din care:	43.437.114	51.521.596
- pierderi din creanţe şi debitori diverşi - cheltuieli (nete) privind provizioanele pentru alte cheltuieli de exploatare	1.668.980 (95.203)	2.917.956 (296.363)
- cheltuieli privind compensații în baza contractelor de mandat/ OAVT-uri cf. decizie instanţă	956.394	3.236.348
- cheltuieli privind impozitele, taxele şi vărsămintele asimilate (taxa ANRE, impozit pe monopol natural, impozit pe construcţii speciale, alte impozite şi taxe locale)	20.132.580	8.545.404
- cheltuieli privind mărfurile	2.621.266	8.278.318
- cheltuieli privind cotizaţiile internaţionale	3.997.141	3.796.943
- cheltuieli cu deplasările interne şi externe	3.207.256	3.528.017
- cheltuieli privind consumul administrativ de energie	2.011.860	3.324.344
- cheltuieli cu sponsorizarea	2.020.214	3.902.800
- cheltuieli cu amenzi şi penalităţi	55.629	4.271.007
- alte cheltuieli de exploatare	6.860.997	10.016.822
Total	118.077.285	118.343.254

În semestrul I 2025, aceste cheltuieli au înregistrat o scădere în sumă de 265.969 comparativ cu semestrul I 2024, determinată, în principal, de variația unor elemente de cheltuieli, astfel:

diminuarea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli privind mărfurile, cheltuieli privind consumul administrativ de energie, cheltuieli cu deplasările, cheltuieli cu pregătirea personalului etc.;
diminuarea cheltuielilor privind OAVT-urile plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă (bonusul de performanţă aferent Certificatelor OAVT acordate foștilor membri executivi și neexecutivi și nevalorificate, remunerare conform contractelor de mandat încheiate în perioada 2013 – 2017) și a cheltuielilor plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă acordate foștilor membri executivi și neexecutivi revocați, reprezentând compensații prevăzute în contractele de mandat încheiate în anul 2020, pentru perioada 2020-2024;
în contextul creșterii cheltuielilor privind impozitele, taxele şi vărsămintele asimilate, prin introducerea în anul 2025 a impozitului pe construcţii, în conformitate cu prevederile OUG nr. 156/2024 privind unele măsuri fiscal-bugetare în domeniul cheltuielilor publice pentru fundamentarea bugetului consolidat pe anul 2025, pentru modificarea şi completarea unor acte normative, precum şi pentru prorogarea unor termene, cât şi a creșterii altor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli cu protecția civilă și paza, cheltuieli cu mentenanţa Teletrans, cheltuieli privind implementarea codurilor paneuropene, cheltuieli cu redevenţa, cheltuieli cu primele de asigurare etc.;
recunoaşterea pe costurile operaţionale ale Companiei, la alte cheltuieli de exploatare deductibile fiscal, a proiectului de investiţii: "Racordare la RET a CEE 136MW Platonești prin realizarea unei celule 110kV Gura Ialomiței", concomitent cu înregistrarea unui venit din exploatare aferent subvenției, la Executiv, respectiv înregistrarea în evidența contabilă a Sucursalei București, ca intrare de natura stocurilor, a celulei 110kV la alte venituri din exploatare;
înregistrarea unor cheltuieli de exploatare cu pierderi din creanțe (REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂŢI NUCLEARE SA), a unor ajustări pentru deprecierea creanțelor (RESTART ENERGY TRADING SRL, JOINT ALLOCATION OFFICE SA, OPCOM SA etc.) şi a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor, precum şi reluarea la venituri a unor ajustări pentru deprecierea activelor curente (MENAROM PEC SA, BALKANS POWER CORE SRL), respectiv a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor etc.

18. Rezultat financiar net
	Trim. II 2025	Trim. II 2024
Venituri din dobânzi	4.518.304	2.295.405
Venituri din diferenţe de curs valutar	25.177.462	605.843
Alte venituri financiare	22.125.662	14.651.527
Total venituri financiare	51.821.428	17.552.775
Cheltuieli privind dobânzile	(377.595)	(534.506)
Cheltuieli din diferenţe de curs valutar	(27.190.527)	(742.517)
Total cheltuieli financiare	(27.568.122)	(1.277.023)
Rezultatul financiar net	24.253.306	16.275.752

	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
Venituri din dobânzi	6.755.167	3.438.349
Venituri din diferenţe de curs valutar	25.928.176	1.603.660
Alte venituri financiare	22.170.970	14.692.473
Total venituri financiare	54.854.313	19.734.482
Cheltuieli privind dobânzile	(909.217)	(1.364.737)
Cheltuieli din diferenţe de curs valutar Alte cheltuieli financiare	(28.658.932) -	(2.175.263) -
Total cheltuieli financiare	(29.568.149)	(3.540.000)
Rezultatul financiar net	25.286.164	16.194.482

La data de 30 iunie 2025, Compania a înregistrat un rezultat financiar net (profit) în sumă de 25.286.164, influenţat, în principal, de dividendele încasate de la filiala OPCOM SA în sumă de 22.108.364, precum şi de creşterea veniturilor din dobânzile încasate în perioada analizată.

Comparativ cu semestrul I 2024, nivelul veniturilor și cheltuielilor din diferențele de curs valutar realizate în semestrul I 2025 a fost

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

influențat, în principal de volumul tranzacțiilor aferente segmentului de activitate privind cuplarea piețelor coroborat cu evoluția ratelor de schimb valutar a monedei naționale în raport cu moneda euro.

La 30 iunie 2025, în valoarea totală de 909.217 (cheltuieli privind dobânzile), suma de 291.254 reprezintă dobânda calculată pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing.

Cursul de schimb al monedei naţionale înregistrat la 30 iunie 2025 comparativ cu cel înregistrat la 30 iunie 2024, se prezintă, astfel:

Moneda	30.06.2025	30.06.2024
Lei / Euro	5,0777	4,9771

19. Litigii și contingente

i) Litigii în curs

Conducerea analizează periodic situația litigiilor în curs, iar în urma consultării cu reprezentanții săi legali decide necesitatea creării/anulării unor provizioane pentru sumele implicate sau a prezentării acestora în situațiile financiare.

Având în vedere informațiile existente, conducerea Companiei consideră că la data încheierii prezentelor situații, nu există litigii în curs semnificative în care Compania să aibă calitatea de pârât, cu excepția următoarelor:

• REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂȚI NUCLEARE (RAAN)

În dosarul nr. 9089/101/2013, la data de 19.09.2013, Tribunalul Mehedinţi a dispus deschiderea procedurii generale a insolvenţei împotriva RAAN.

La data de 14.06.2016, s-a dispus deschiderea procedurii falimentului împotriva RAAN.

CNTEE Transelectrica SA a formulat contestaţie la tabelul suplimentar de creanţe, care a făcut obiectul dosarului nr. 9089/101/2013/a152 împotriva debitoarei RAAN, întrucât lichidatorul judiciar nu a înscris o creanţă în valoare de 78.096.209 lei pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN." Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096.209 lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013. S-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe, Tribunalul Mehedinți încuviințând proba cu expertiza contabilă. Prin Hotărârea 163/20.06.2019, soluţia Tribunalului Mehedinți este: Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.950.117,14 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. obligă pârâta să plătească reclamantei 1.000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată în şedinţă publică. Document Hotărâre 163/20.06.2019.

Transelectrica a declarat apel în termenul legal. La termenul din 06.11.2019, Curtea de Apel Craiova a dispus respingerea apelului Transelectrica, ca nefondat. Decizie definitivă. Hotărâre 846/06.11.2019.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanţe: 2.162.138,86 lei + 16.951.117,14 lei.

Termen continuare procedură pentru încasare creanţe, valorificare bunuri şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare: 03.10.2024.

La termenul din 03.10.2024, instanța acordă termen la data de 23.01.2025, iar la acest termen din 23.01.2025 se acorda un nou termen pentru data de 26.03.2025 pentru continuarea procedurii, respectiv pentru încasarea creanţelor, valorificarea bunurilor, precum şi pentru îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare. La termenul din 26.03.2025 amână cauza la data de 11.06.2025, pentru continuarea procedurii falimentului, respectiv pentru încasarea creanţelor, valorificarea bunurilor, precum şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare. La termenul din 11.06.2025, amână cauza la data de 17.09.2025, pentru continuarea procedurii falimentului, respectiv pentru încasarea creanţelor, valorificarea bunurilor, precum şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare.

De asemenea, între RAAN și Transelectrica mai există și alte 2 dosare aflate în diferite stadii de judecată, după cum urmează:

a) Dosarul nr. 28460/3/2017 – Tribunalul București – Secția a VI – a Civilă. Obiectul dosarului: obligarea subscrisei la plata sumei totale de 12.346.063,10 lei.

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Soluţia TMB pe scurt: Respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA, ca neîntemeiată. Respinge, ca neîntemeiate, cererea părţilor de acordare a cheltuielilor de judecată. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare. Cererea de apel se depune la Tribunalul Bucureşti – secţia a VI-a civilă. Document: Hotarâre nr. 777/24.06.2020. RAAN a declarat apel, care a avut termen de judecată la data de 27.09.2021. Solutia CAB: Admite apelul. Schimbă sentinţa apelată în sensul că: Admite cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 12.346.063,10 lei, reprezentând debit principal şi penalităţi. Cu drept de recurs în termen de 30 de zile de la comunicare, ce se va depune la Curtea de Apel Bucureşti, Secţia a VI-a. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanţei, azi, 20.05.2024. Document: decizie civila nr. 806/20.05.2024.

CNTEE Transelectrica SA a declarat recurs fără a se fixa termen.

b) Dosarul nr. 3694/3/2016 – Tribunalul București – Secția a VI-a Civilă.

Prin cererea de chemare în judecată, reclamanta R.A.A.N. solicită obligarea subscrisei la plata sumei totale de 15.698.721,80 lei. Prin întampinare, CNTEE Transelectrica SA a solicitat instanţei să respingă capătul de cerere privind penalităţile de întarziere şi să constate intervenirea compensaţiei de drept a datoriilor reciproce şi stingerea acestora până la concurenţa sumei celei mai mici dintre ele, în spetă, suma totală de 12.727.101,99 lei, reprezentând contravaloare bonus de energie electrica produsă în cogenerare de înaltă eficienţă şi livrată SEN aferentă perioadei martie – septembrie 2015 şi regularizare ante–supracompensare perioada 01.01.2014 – 31.12.2014 solicitată de reclamantă, prin cererea de chemare în judecată.

La termenul din 11.06.2020, Soluția pe scurt a TMB: respinge cererea de chemare în judecată ca neîntemeiată. Cu apel in 30 de zile de la comunicare. Document: Hotărâre nr. 630/11.06.2020.

RAAN a declarat apel, care a fost admis de CAB.

Soluția CAB: Admite apelul. Schimbă în tot sentinţa apelată, în sensul că: Admite cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 12.727.101,99 lei, reprezentând contravaloare bonus şi regularizare a ante-supracompensării pentru care au fost emise facturile seria SRTF nr. 1500031 din 24.04.2015, seria SRTF nr. 1500033 din 22.05.2015, seria SRTF nr. 1500036 din 22.06.2015, seria SRTF nr. 1521311 din 23.07.2015, seria SRTF nr. 1500041 din 17.08.2015, seria SRTF nr. 1500045 din 23.09.2015, seria SRTF nr. 1521339 din 26.10.2015 şi seria SRTF nr. 1521282 din 8.04.2015, precum şi suma de 2.917.619,81 lei, reprezentând penalităţi de întârziere aferente debitului principal, pentru care au fost emise facturile seria SRTF nr. 1500059 din 31.12.2015 şi seria SRTF nr. 1500060 din 31.12.2015. Cu drept de recurs în termen de 30 de zile de la comunicare. Recursul se depune la Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată, astăzi, 03.06.2024, şi pusă la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanţei. Document: Hotarâre 898/03.06.2024.

Transelectrica a declarat recurs care se află în faza proedurii de filtru, termen de judecată: 16.10.2025.

• CURTEA DE CONTURI A ROMÂNIEI

Ca urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Compania a formulat mai multe contestații împotriva măsurilor dispuse de către Curtea de Conturi a României (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitând anularea acestora, precum și a Încheierii nr. 77/03.08.2017, înregistrată la registratura Societății sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017. Contestațiile au fost pe rolul Curții de Apel București dintre care dosarul nr. 6581/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 6 precum și a măsurii dispuse la punctul II.9, la termenul de judecată din data de 31.03.2023: Conform procesului-verbal din 29.03.2023, dosarul nr. 6581/2/2017 a fost versionat în cadrul completului 12 Fond al Secţiei a VIII-a Contencios administrativ şi fiscal sub nr. 6581/2/2017* Soluția pe scurt: Pentru a da posibilitatea părţilor să depună concluzii scrise şi pentru a delibera, amână pronunţarea la următoarele termene 31.03.2023, 13.04.2023, 28.04.2023, 12.05.2023.

La termenul de judecată din data de 26.05.2023, s-a admis cererea de chemare în judecată. S-a anulat parţial Încheierea nr. 77/03.08.2017, în ceea ce priveşte respingerea pct. 6 din Contestaţia nr. 26140/17.07.2017, Decizia nr. 8/27.06.2017 în privinţa constatărilor de la pct. 6 şi a măsurii dispuse la pct. 11.9, precum şi Raportul de control nr. 19211/26.05.2017 în privinţa constatărilor de la pct. 3.2. Obligă pârâta la plata către reclamantă a cheltuielilor de judecată în cuantum total de 10.450 de lei, reprezentând taxă judiciară de timbru şi onorariul expertului judiciar. Cu recurs în termen de 15 zile de la comunicare. Hotarâre 920/2023 26.05.2023. S-a stabilit termen de judecată 23.01.2025. La termenul din 23.01.2025 ICCJR respinge recursul declarat de recurenta-pârâtă Curtea de Conturi a României împotriva sentinţei civile nr. 920 din 26 mai 2023 a Curţii de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondat. Definitivă.

În perioada ianuarie-iulie 2020, Curtea de Conturi a României a efectuat o acțiune de control la toate Unitățile Teritoriale de Transport ale CNTEE Transelectrica, iar în perioada 25.05-27.08.2020, acțiunea de verificare a continuat la sediul executiv al Companiei. Tema acțiunii de control a CCR a fost ,,controlul situației, evoluției și modului de administrare al patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizării veniturilor și a efectuării cheltuielilor pentru perioada 2017-2019'' la CNTEE Transelectrica SA.

După finalizarea controlului privind modul de administrare al patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizării veniturilor și a efectuării cheltuielilor pentru perioada 2017-2019, control finalizat la data de de 06.10.2020, a fost emis Raportul de Control cu nr. 40507/06.10.2020 și în data de 09.11.2020, Curtea de Conturi a României, prin Departamentul IV, a emis Decizia nr.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

15 care conține 10 măsuri, cu termen de ducere la îndeplinire 31.05.2021, termen ce a fost prelungit de către CCR la solicitarea Companiei până la data de 31.12.2021.

Compania a formulat obiecțiuni și a depus Contestația nr. 50090/26.11.2020, înregistrată la Curtea de Conturi cu nr. 139775/26.11.2020, solicitând anularea măsurilor. Ca urmare a examinării și analizării de către auditorii CCR a Contestației depuse de Companie, prin Încheierea cu nr. 2 din 10.03.2021, s-a admis anularea unei măsuri din cele 10 dispuse.

În data de 02.04.2021, Compania a formulat contestație privind anularea actului administrativ, dosar înregistrat la Curtea de Apel București sub nr. 2153/2/2021.

La termenul din data de 10.12.2021, CAB respinge cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta COMPANIA NAŢIONALĂ DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE "Transelectrica" SA în contradictoriu cu pârâta CURTEA DE CONTURI A ROMÂNIEI, ca neîntemeiată. Respinge cererea de suspendare, ca neîntemeiată. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare şi cu drept de recurs în termen de 5 zile de la comunicare în ceea ce priveşte capătul de cerere privind suspendarea; cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti.

La data de 24 iulie 2023, Companiei i-a fost comunicată sentința, iar în data de 10.08.2023 a declarat recurs cu termen de judecată în data de 07.03.2024.

La termenul din 07.03.2024, ICCJ respingere recursul formulat de reclamanta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA împotriva Sentinţei nr. 1889 din 10 decembrie 2021 a Curţii de Apel Bucureşti – Secţia a IX-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondat. Definitivă. Pronunţată astăzi, 7 martie 2024, prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanţei.

• OPCOM

Pe rolul Tribunalului București a fost înregistrat dosarul nr. 22567/3/2019, ce are ca obiect "pretenții", dosar în care Compania are calitatea de reclamant, pârâta fiind OPCOM SA.

Prin cererea de chemare în judecată, reclamanta CNTEE Transelectrica SA a solicitat instanței ca prin hotărârea ce o va pronunța să dispună:

obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 4.517.460 lei, aferentă facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016, reprezentând contravaloarea TVA-ului aferent aportului adus de către CNTEE Transelectrica SA la capitalul social al OPCOM SA, emisă în baza Contractului de împrumut nr. 7181RO/2003, angajament pentru finanțarea proiectului de investiții "Electricity Market Project";
obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 1.293.778,27 lei aferentă facturilor TEL 19 T00 nr. 17/28.01.2019 și TEL 19 T00 nr. 131/10.07.2019, reprezentând dobanda legală penalizatoare, calculată pentru neplata la termen a facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016.
obligarea pârâtei OPCOM SA la plata cheltuielilor de judecată.

La termenul din 03.12.2021, Tribunalul București a pronunțat următoarea soluție pe scurt: "Admite excepția prescripției dreptului material la acțiune. Respinge acțiunea ca fiind prescrisă. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare, care se depune la Tribunalul București, Secția a VI-a Civila. Pronunțata prin punerea soluției la dispoziția parților prin mijlocirea grefei instanței, azi, 03.12.2021. Document: Hotarâre nr.3021/2021 03.12.2021".

Compania a declarat apel.

La termenul din 12.10.2022, Curtea de Apel București a pronunțat următoarea soluție pe scurt: Respinge apelul ca nefondat. Obligă apelanta la plata către intimată a sumei de 11.325,21 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu recurs în 30 zile de la comunicarea hotărârii. Pronunțată azi, 12 octombrie 2022, prin punerea soluției la dispoziția părților prin intermediul grefei instanței. Document: Hotarârea 1532/12.10.2022.

CNTEE Transelectrica SA a formulat recurs împotriva Deciziei civile nr. 1532/12.10.2022 pronunțată de CAB, dosarul fiind înaintat ICCJ unde a fost soluționat prin Hotărârea nr. 1640/19.09.2023 prin care instanța supremă a dispus următoarele: "Admite recursul principal declarat de recurenta-reclamanta Compania Nationala de Transport al Energiei Electrice "TRANSELECTRICA" S.A. și recursul incident declarat de recurentul-pârât Operatorul Pietei de Energie Electrica si Gaze Naturale "OPCOM" S.A. împotriva deciziei civile nr. 1532 din 12 octombrie 2022, pronunțate de Curtea de Apel București - Secția a V-a Civilă, pe care o casează și trimite cauza spre o nouă judecată aceleiași instanțe. Definitivă".

Având în vedere dispoziția de casare cu trimitere spre rejudecare a ICCJ, dosarul a fost înaintat Curții de Apel București cu termen de soluționare apel/rejudecare la data de 26.11.2024.

La termenul de judecată din data de 26.11.2024, instanța amână pronunţarea la data de 18.02.2025, prin punerea soluției la dispoziţia părţilor prin grefa instanţei.

La termenul de judecată din data de 18.02.2025, CAB respinge apelul ca nefondat. Obligă apelanta-reclamantă (CNTEE Transelectrica SA) la plata către intimata-pârâtă (OPCOM) a sumei de 28.777,79 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu drept de a formula recurs în termen de 30 de zile de la comunicare, care se va depune la Curtea de Apel Bucureşti secţia a V-a civilă.

Pe rolul Tribunalului București s-a aflat spre soluționare dosarul nr. 24242/3/2021, în care reclamanta este OPCOM SA, iar CNTEE Transelectrica SA are calitatea de pârât.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Acest dosar are ca obiect constatarea nulitații actului - aport în natură, materializat prin imobilizări necorporale, respectiv "Platforma de tranzacționare – Bursa comerciala și Bursa regionala de energie electrica", finanțată din împrumuturi contractate de către CNTEE Transelectrica SA de la BIRD, în baza contractului de împrumut nr. 7181RO/17.07.2003, cât și din surse proprii ale CNTEE Transelectrica SA, ce au fost realizate în baza contractelor de servicii și livrabile nr.: P081406-O-C.78, P081406-O-C.125 și P081406-O-C.300/2005, materializate prin Hotărârea AGEA nr. 6/15.06.2016 și, subsecvent, Hotărârea AGOA nr. 2/25.05.2017 și Hotărârea AGOA nr. 7/24.05.2018.

La termenul de judecată din data de 11.04.2022, instanța a pus în discuția părților excepțiile invocate de către CNTEE Transelectrica SA, prin întâmpinare. De asemenea, la acest termen s-au discutat probele propuse spre a fi administrate în această cauză. Instanța a amânat judecarea cauzei la termenul fixat din 22.11.2022, în vederea administrării probei cu expertiza financiar-contabilă ce urmează a fi efectuată în acest dosar. După mai multe amânări, se stabilește următorul termen în data de 27.06.2023 pentru lipsa raportului de expertiză. La termenul din 27.06.2023, în baza hotărârii Adunării Generale a Judecătorilor Tribunalului București nr. 4/20.06.2023, dispune amânarea cauzei și se stabilește următorul termen în data de 10.10.2023. Instanța a amânat judecarea cauzei la termenul fixat din 07.11.2023.

La termenul de judecată din data de 07.11.2023, soluția instanței este: Califică excepția inadmisibilității ca apărare de fond. Respinge cererea de chemare în judecată ca nefondata. Cu drept de a formula apel, în termen de 30 zile de la comunicare pentru părți, apelul urmând a fi depus la sediul Tribunalului București, Secția a VI-a Civilă. Pronunțată astăzi, 07.11.2023, în baza art. 396 al.2 C.P.Civ. prin punerea soluției la dispoziția părților la grefa instanței.

OPCOM a declarat apel și a fost stabilit termen de judecată pentru data de 12.09.2024. La termenul din 12.09.2024, s-a amânat cauza pentru data de 24.10.2024, instanța stabilind în sarcina OPCOM obligația de a achita diferența de taxă de timbru judiciar la valoarea aportului în natură.

La termenul din 24.10.2024, instanța a luat act că OPCOM SA a depus diferența de taxă de timbru, a dispus administrarea probelor propuse de către părți, prorogând administrarea probei cu interogatoriu în sarcina Transelectrica SA, în sensul de a răspunde cu cel puțin 5 zile înainte de termenul fixat la această probă propusă de Opcom, dispunând amânarea judecării cauzei la termenul din 05.12.2024.

La termenul din 05.12.2024, Curtea de Apel a dispus termen pentru data de 13.02.2025 pentru verificare înscris, depunere acte. La termenul din 13.02.2025, s-a amânat pronunțarea pentru data de 13.03.2025, pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin intermediul grefei instanţei.

La termenul din 13.03.2025, CAB respinge apelul ca nefondat. Obligă reclamanta (OPCOM) la plata către stat a sumei de 179.550,57 lei reprezentând taxa judiciară de timbru. Cu recurs în termen de 30 zile de la comunicare, cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a V-a Civilă.

Pe rolul Tribunalului București se află și dosarul nr. 44380/3/2024, în care reclamanta este OPCOM SA, iar CNTEE Transelectrica SA are calitatea de pârât.

Acest dosar are ca obiect:

Obligarea pârâtei Transelectrica la plata sumei în cuantum de 2.914.065,21 lei reprezentând contravaloarea serviciilor prestate de către OPCOM în favoarea Transelectrica în temeiul Contractului nr. C 707/2022, pentru calcularea drepturilor de încasat şi a obligaţiilor de plată ale tranzacţiilor realizate de participanții la piața de echilibrare şi ale dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea în perioada 01.01.2023 - 29.02.2024,
Obligarea pârâtei Transelectrica la încheierea Actului Adiţional nr. 4 la Contractul nr. C 707/2022 cu privire la contravaloarea serviciilor prestate de către OPCOM menționate anterior, precum şi cu privire la remunerațiile aferente serviciilor ce vor fi prestate în continuare de OPCOM în temeiul Contractului, prin raportare la fiecare rulare/reluare,
Obligarea pârâtei Transelectrica la plata dobânzii legale aferente sumei menționate mai sus de la momentul introducerii cererii de chemare în judecată şi până la plata efectivă,
Obligarea pârâtei Transelectrica la plata tuturor cheltuielilor de judecată ocazionate de soluționarea prezentului litigiu."

La termenul de judecată din data de 10.06.2025, instanța, pentru îndeplinirea unor obligaţii, amână judecarea cauzei la data de 30.09.2025.

• CONAID COMPANY SRL

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

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

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

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

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

La termenul din 15.10.2019, respinge ca neîntemeiate excepţiile lipsei calităţii procesuale active şi a lipsei de interes. Uneşte cu fondul excepţia prescripţiei. Cu apel odată cu fondul. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mjlocirea grefei instanţei.

Acordă termen pentru continuarea cercetării procesului la 26.11.2019, cu citarea părţilor. Cu apel odată cu fondul. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mjlocirea grefei instanţei.

Se amână pentru administrarea probei cu expertiză și se acordă termen în data de 21.01.2020.

În data de 21.01.2020, se amâna cauza pentru a se efectua expertiza și se acordă următorul termen pe 31.03.2020.

La termenul din 31.03.2020, soluția pe scurt a fost următoarea: Suspendat de drept în baza art. 42 alin.6 din Decretul preşedintelui Romaniei 195/2020 privind instituirea starii de urgenţă pe teritoriul Romaniei, pe toata perioada stării de urgenţă.

După mai multe amânări, se stabilește următorul termen în data de 28.09.2022, în vederea administrării probei cu expertiza.

În data de 28.09.2022, se amână cauza pentru lipsa răspunsului la obiecțiuni și se acordă următorul termen pe 07.12.2022.

În data de 07.12.2022, se amână cauza pentru lipsa răspunsului la obiecțiuni și se acordă următorul termen pe 22.02.2023 și ulterior 03.05.2023 tot pentru aceeaşi cauză.

În data de 03.05.2023, se amână cauza pentru a lua la cunoștință de răspunsul la obiecțiuni și se acordă următorul termen pe 13.09.2023. S-a stabilit termen de judecata in data de 06.12.2023.

În data de 06.12.2023, Tribunalul București a rămas în pronunțare, amânând pronunțarea la data de 20.12.2023, apoi la data de 03.01.2024 când a dispus următoarele: "Respinge cererea de majorare onorariu expert, formulată de către exp. Chirilă Adelaida Adriana, ca neîntemeiată. Admite excepţia prescripţiei dreptului material la acţiune, invocată prin întâmpinare. Respinge cererea ca prescrisă". Cu apel in 30 de zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI a Civilă. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor de către grefa instanţei, azi, 03.01.2024.

Conaid Company SRL a declarat apel, termen de judecată fixat în data de 27.03.2025. La termenul din 27.03.2025, instanța admite apelul. Anulează sentinţa civilă apelată şi trimite cauza primei instanţe, pentru soluţionarea fondului. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare; recursul se depune la Curtea de Apel Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă.

• MUNICIPIUL REȘIȚA

Dosarul nr. 2494/115/2018* - dosarul nr. 2494/115/2018**, înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin, are ca obiect cererea de chemare în judecată, prin care reclamantul Municipiul Reşiţa solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata sumei de 17.038.126,88 lei reprezentând chirii teren aferente anilor 2015, 2016, 2018, 2019, 2020, 2021, 2022 și 2023, la care se adaugă dobândă legală penalizatoare de la scadenţă şi până la plata efectivă.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Energiei Electrice "Transelectrica" SA, în favoarea Tribunalului Bucureşti. Fără cale de atac, conform art.132 alin.3 Cod procedură civilă. Pronunţată în ţedinţă publică. Hotărâre 313/11.03.2019.

La termenul din data de 25.10.2019, se admite excepţia necompetenţei teritoriale a Tribunalului Bucureşti. Declină competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Caraş-Severin. Constată ivit conflictul negativ de competenţă între Tribunalul Bucureşti şi Tribunalul Caraş-Severin. Suspendă cauza şi înaintează dosarul Inaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie, în vederea soluţionării conflictului negativ de competenţă. Fără nicio cale de atac. Pronunţarea se va face prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanței. Hotărâre 2376/25.10.2019.

Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie la termenul din data de 16.07.2020, prin decizia nr. 1578, a stabilit competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Caraş Severin – Secţia I civilă.

La termenul din 16.11.2020, instanța a amânat cauza și a acordat timp pentru studierea înscrisurilor depuse la acest termen de judecată la dosarul cauzei de către reprezentantul CNTEE Transelectrica SA, fixând un nou termen de judecată pentru data de 22.03.2021.

La termenul din 22.03.2021, soluția pe scurt este: Suspendă judecata cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, prin Primar, în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA, având ca obiect pretenţii, în temeiul art. 413 alin.(1) pct.1 C.pr.civ. Cu recurs cât timp durează suspendarea cursului judecării procesului, la instanţa ierarhic superioară.

Suspendarea judecării cauzei s-a dispus până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3154/115/2018* al Tribunalului Caraş Severin.

La termenul din 19.01.2023, soluția pe scurt este: Respinge excepţia netimbrării cererii având în vedere că pârâta nu are calitatea necesară pentru a invoca modul de stabilire a taxei de timbru. Respinge excepţia tardivităţii formulării cererii modificatoare a cererii de chemare în judecată. Prorogă discuţia asupra excepţiei efectului pozitiv al autorităţii de lucru judecat până la termenul la care se va depune în integralitate decizia Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie în dosarul nr. 3154/115/2018**. Prorogă pronunţarea asupra cererilor de probaţiune constând în proba cu interogatoriul pârâtei şi cu expertiza contabilă. Amână judecarea cauzei şi acordă termen de judecată în data de 02.03.2023.

La termenul din 02.03.2023, soluția pe scurt este: suspendă judecata cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA, având ca obiect pretenţii. Cu drept de recurs pe toată durata suspendării judecăţii. Instanța a dispus reluarea judecății și a stabilit termen în data de 16.11.2023. S-a acordat termen de judecată pentru data de 22.02.2024.

La termenul din 22.02.2024, instanţa amână judecarea cauzei, la data de 14.03.2024 și ulterior pentru data de 06.06.2024, în vederea restituirii dosarului nr. 2494/115/2018**, înaintat în cale de atac la Curtea de Apel Timişoara, pentru când părţile au termen în cunoştinţă în baza art. 229 Cod proc.civ. prin prezenţa reprezentanţilor convenţionalali.

La termenul din 06.06.2024, instanţa respinge cererea de amânare formulată de către reclamantul Municipiul Reşiţa, amână judecarea cauzei, faţă de lipsa raportului de expertiză la data de 27.06.2024 pentru când părţile au termen în cunoştinţă în baza art. 229 Cod proced. Civilă prin reprezentanţii convenţionali.

La termenul din data de 27.06.2024, instanța dispune comunicarea către expert a unui exemplar de pe notele de ședință, aflate la filele 172-174, depuse de către pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA. Dispune comunicarea către expert a unui exemplar de pe precizările depuse de către reclamantul Municipiul Reşiţa ca urmare a cererii formulate de către expert. Amână judecarea cauzei, faţă de lipsa raportului de expertiză, la data de 19.09.2024, pentru când părţile au termen în cunoştinţă în baza art. 229 Cod proc.civ. prin reprezentanţi convenţionali.

La termenul din 19.09.2024, instanța încuviinţează cererea reclamantului de amânarea cauzei şi dispune comunicarea către acesta a unui exemplar al raportului de expertiză. Prorogă discutarea cu privire la onorariul definitiv al raportului de expertiză după studierea acestuia de către ambele părţi. Amână judecarea cauzei, faţă de lipsa raportului de expertiză, la data de 10.10.2024, pentru când părţile au termen în cunoştinţă în baza art. 229 Cod proc.civ. prin reprezentanţi convenţionali.

La data de 10.10.2024, instanța stabileşe în sarcina reclamantei şi pârâtei să plătească fiecare câte 1.000 lei onorariu expert. Dispune efectuarea unui supliment de expertiză având ca obiect:

calcularea dobânzii legale penalizatoare prin raportare la suma de 2.129.765,86 lei, reprezentând chiria anuală percepută de reclamantă şi nu la sumele calculate de către expert ca reprezentând chirie pentru ocuparea temporară a terenurilor din fond forestier naţional;
eliminarea calculului dobânzilor legale penalizatoare pentru anul 2017, având în vedere că acesta nu face obiectul cererii de chemare în judecată;
eliminarea calculului dobânzilor legale penalizatoare pentru anul 2015 şi anul 2016;
calcularea chiriei aferentă perioadei 28.09.2016-30.03.2018 prin raportare la suma de 2.129.765,86 reprezentând chiria anuală şi a dobânzii legale penalizatoare prin raportare la suma de 2.129.765,86, reprezentând chiria anuală percepută de reclamantă şi nu la sumele calculate de către expert ca reprezentând chirie pentru scoaterea terenurilor din fond forestier naţional.

Dispune comunicarea unui exemplar de pe prezenta încheiere expertului. Stabileşte termenul pentru efectuarea expertizei data de 12.12.2024. La termenul din 12.12.2024 instanţa acordă un nou termen de judecată în vederea studierii raportului suplimentar de expertiză, şi formularea eventualelor obiecţiuni, de către reprezentanţii părţilor. Amână judecarea cauzei la data de 27.02.2025.

La termenul din 27.02.2025, instanţa respinge excepţia prescripţiei dreptului la acţiune privind pretenţiile constând în chiria aferentă anului 2015 şi excepţia tardivităţii formulării modificărilor de acţiune, excepţii invocate de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" S.A. Califică excepţia lucrului judecat ca fiind o apărare de fond referitoare la efectul pozitiv al lucrului judecat. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de pârâtul Municipiul Reşiţa în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" S.A. Municipiul Reșița a declarat apel, fără termen fixat.

• SMART SA

Dosarul nr. 15561/3/2022, înregistrat pe rolul Tribunalului București, are ca obiect cererea de chemare în judecată, prin care reclamantul SMART SA solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata sumei de 4.467.108 lei, reprezentând cuantumul obligațiilor fiscale aferente veniturilor majorate ca urmare a majorării bazei de impozitare rezultată din ajustarea veniturilor pentru anii 2014, 2015 și 2016 + cheltuieli de judecată.

La termenul din 23.03.2023, se fixează termen în data de 15.06.2023 în vederea efectuării raportului de expertiză încuviinţat.

Dupa mai multe amânări, pentru lipsa raportului de expertiză se fixează termen de judecată pentru data de 17.10.2024.

La termenul din 17.10.2024, pentru a se lua la cunoştinţă de raportul de expertiză, amână judecarea cauzei la data de 23.01.2025.

La termenul din 23.01.2025 instanța amână judecarea cauzei la data de 15.05.2025 în vederea stingerii litigiului pe cale amiabilă. La termenul din 06.03.2025 instanța amână pronunţarea în cauză la data de 20.03.2025. La termenul din 20.03.2025 instanța admite cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 4.467.108, 18 lei precum şi plata dobânzii legale penalizatoare aferent sumei de 3.193.869 de la data de 21.12.2021 şi până la data plăţii efective. Obligă pârâta să plătească reclamantei cheltuieli de judecată constând în suma de 51378,78 lei cu titlu de taxa de timbru şi suma de 3000 de lei cu titlu de onorariu de expert. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Cererea de apel se va depune la Tribunalul Bucureşti – Secţia a VI – a Civilă.

• ANAF

În anul 2017 s-a finalizat Inspecția fiscală generală începută la sediul Transelectrica SA la data de 14.12.2011, control ce a vizat perioada decembrie 2005 – decembrie 2010.

Inspecţia fiscală generală a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.

Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr. 92/2003 privind Codul de procedură fiscală, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

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

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

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

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

S-a reluat judecarea cauzei iar la termenul din data de 10.10.2024, pentru comunicarea înscrisurilor depuse la dosar de către contestatoare către intimată, amână judecarea cauzei la data de 21.11.2024 şi ulterior termen pentru 06.03.2025 pentru judecarea cauzei. În data de 06.03.2025, instanța de judecată amână pronunțarea cauzei la data de 17.04.2025. La termenul din 17.04.2025 instanţa amână cauza pentru data de 19.06.2025 pentru lipsă raport de expertiză. La termenul din 19.06.2025 instanţa amână cauza pentru data de 02.10.2025.

• ALTELE

Compania este implicată în litigii semnificative, în special pentru recuperarea creanțelor (de ex.: Total Electric Oltenia SA, Regia Autonomă de Activități Nucleare, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL, CET Bacău, CET Govora, Nuclearelectrica, CET Brașov, Elsaco Energy SRL, Arelco Power SRL, Opcom, Menarom PEC SA Galați, Romelectro SA, Transenergo Com SA, ENNET GRUP SRL, PET Communication, ISPE, Grand Voltage SRL, EXPLOCOM GK SRL, Romelectro SA, Next Energy Partners, SC ENOL GRUP SA, Aderro GP Energy și alții).

Compania a înregistrat ajustări pentru pierderi de valoare pentru clienții și alte creanțe în litigiu și pentru clienții în faliment. Totodată, Compania este implicată și în litigii cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, cu privire la contractele de mandat încheiate între Companie și aceștia. Pentru aceste litigii, Compania are constituit provizion.

ii) Contingente

La 30 iunie 2025, datoriile contingente sunt în valoare de 55.523.616 lei. Acestea sunt aferente unor litigii ce au ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare în urma creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contracte de investiții, din care enumerăm pe cele mai semnificative:

• Dosar nr. 25896/3/2020 - reclamant Electromontaj București (37.033.592)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contractul de investiții C229/2015 - Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșita - Timisoara - Sacalaz - Arad /LEA 400 kV Portile de Fier (Anina) – Reșița.

Termen de judecată: 25.08.2022 - depunere raport expertiză.

La termenul din data de 25.08.2022, s-a amânat pronunțarea până în data de 13.09.2022. În data de 13.09.2022, TMB respinge obiecțiunile la raportul de expertiză în specialitatea contabilitate formulate de pârâtă, ca neîntemeiate. Admite obiecțiunile la raportul de expertiză specialitatea contabilitate formulate de reclamantă. Se va emite adresă către expertul Cojocaru Mihaela cu mențiunea de a răspunde la obiecțiuni și de a depune la dosar răspunsul. Cu cale de atac cu fondul.

Având în vedere lipsa raportului de expertiză, pentru depunerea raportului de expertiză, amână cauza.

La termenul de judecată din 16.05.2023, instanţa amână cauza la data de 12.09.2023 pentru a se depune răspuns la obiecţiuni expertiză.

La termenul de judecată din 12.09.2023, instanţa amână pronunţarea la data de 26.09.2023 şi acordă termen de judecată la data de 07.11.2023.

După mai multe amânări, la termenul din data de 18.01.2024, TMB respinge acţiunea formulată ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 10 de zile de la comunicare.

S-a declarat apel de către Electromontaj SA şi s-a stabilit termen pentru data de 13.09.2024.

La termenul din 13.09.2024 acordă termen la data de 08.11.2024, pentru a se achita diferenţa de taxă judiciară de timbru stabilită în sarcina apelantei-reclamante. Înaintează dosarul la completul competent potrivit legii pentru a soluţiona cererea de recuzare a completului 11 apel formulate de apelanta-reclamantă, în temeiul art.50 alin.(1) din Codul de procedură civilă.

În data de 06.12.2024, Curtea de Apel respinge ca nefondat apelul, respinge ca neîntemeiată cererea apelantei-reclamante privind cheltuielile de judecată în apel, definitivă.

ICCJ a dispus strămutarea judecării cauzei la CA Craiova şi desfiinţarea deciziei CAB.

• Dosar nr. 30801/3/2021 – reclamant Romelectro (2.271.075)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contractul de investiții C145/2018 - Retehnologizarea statiei 110 kV Medgidia Sud.

La ședința din data de 20.04.2022, soluția TMB este: "Încuviințează proba cu expertiză contabilă având următoarele obiective:

să precizeze expertul dacă Romelectro îndeplinește condiția prevăzută de art. 66 din OUG 114/2018, respectiv dacă 80% din cifra de afaceri a Romelectro este realizată din lucrări de construcții, atât în anul anterior perioadei de referință (2018), cât și în perioada de referință (2019);
să calculeze expertul diferența de cost generată de creșterea salariilor resursei umane întrebuințate în mod efectiv de către Romelectro în realizarea lucrării aferente Contractului nr. C145/2018, în perioada de referință și în primele două luni anterioare acesteia, respectiv:

a) Să precizeze pentru fiecare salariat (resursă umană întrebuințată efectiv) în parte dacă a avut salariul brut sub 3000 lei/lună sau

mai mare în lunile noiembrie și decembrie 2018;

b) Când s-a produs majorarea salariului resursei umane la 3000 lei/lună;
c) Care este diferența dintre salariul avut anterior și salariul impus de OUG nr. 114/2018;
d) Dacă în intervalul 01.11.2018 31.12.2018, Romelectro a micșorat salariile resursei umane întrebuințate;

e) Să precizeze care este diferența de cost reală, cumulată, aferentă salariului resursei umane utilizate de Romelectro în realizarea efectivă a lucrărilor ce fac obiectul Contractului nr. C145/2018, pentru perioada de referință.

să determine expertul, pe baza devizelor analitice, care este procentul, respectiv suma cu care Transelectrica trebuie să ajusteze prețul Contractului nr. C145/2018 pentru manopera aferentă lucrărilor rămase de executat la data de 01.01.2019, ca urmare a modificărilor legislative instituite de OUG nr. 114/2018 în sensul creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor la suma de 3000 lei/lună;
să determine expertul zilele/lunile de întârziere înregistrate în executarea lucrărilor aferente Contractului de lucrări nr. C145/2018 ca urmare a problemelor de finanțare întâmpinate de Romelectro S.A. ca urmare a refuzului Transelectrica de a plăti prețul la valoarea ajustată, respectiv cum a influențat graficul de execuție neajustarea de către Transelectrica a prețului Contractului ca urmare a modificărilor legislative instituite de OUG 114/2018 în sensul creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor la suma de 3000 lei/lună.

Stabilește termen de judecată la data 29 aprilie 2022, ora 09:00, pentru când vor fi citate părțile. La termenul din data de 29 aprilie 2022, se amână cauza în vederea administrării probatoriului şi acordă termen la data de 14.10.2022.

După mai multe amânări de judecată a cauzei, la termenul din 12.01.2024, soluția pe scurt este: acordă termen la data de 08.03.2024 pentru a se lua cunoștinţă de conţinutul raportului de expertiză.

După mai multe amânări, la termenul din data de 27.05.2024, soluția pe scurt: Respinge cererea de completare a raportului de expertiză, formulată de pârâta COMPANIA NAȚIONALĂ DE TRANSPORT AL ENERGIEI ELECTRICE TRANSELECTRICA SA, ca nefondată. Admite cererea de refacere a raportului de expertiză formulată de reclamanta ROMELECTRO S.A. Pune în vedere expertului să refacă raportul de expertiză. Pune în vedere expertului ca la întocmirea noului raport de expertiză să fie luate în considerare toate documentele puse la dispoziţie de părţi, inclusiv contractele de subcontractare. Stabileşte termen pentru depunerea expertizei în data de 18 octombrie 2024,pentru când vor fi citate părţile. Pune în vedere expertului să depună raportul de expertiză cu cel puţin 10 zile înainte de termenul din 18 octombrie 2024.

La termenul din data de 18 octombrie 2024, amână cauza pentru 10.01.2025 pentru lipsă raport de expertiză. La termenul din 10.01.2025 instanţa stabileşte termen pentru comunicarea raportului de expertiză în data de 04.04.2025. La termenul din 04.04.2025 instanţa amână cauza pentru data de 16.05.2025 pentru a se lua cunoştinţă de obiecţiunile formulate la raportul de expertiză. După mai multe amânări, la termenul din 11.07.2025 instanţa amână pronunţarea în cauză la data de 25.07.2025.

La termenul din data de 25.07.2025, TMB respinge cererea de lămurire și completare, ca neîntemeiată. Stabilește termen de judecată, pentru când vor fi citate părțile, la data de 17.10.2025. Cale de atac odată cu fondul.

• Dosar nr. 8193/3/2022 – reclamant Tempos Sev (2.437.253)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

La termenul din data de 10 iunie 2022, se amână cauza la data de 14.10.2022.

La termenul din 14.10.2022, s-a amânat pronunțarea pentru data de 21.10.2022. Soluție: "În temeiul art. 258 şi art.255 C.proc.civ. încuviințează pentru ambele părţi proba cu înscrisuri iar pentru pârâtă încuviinţează şi probele cu interogatoriul reclamantei şi cu expertiza contabilă. Stabileşte ca expertiza contabilă să aibă obiectivele indicate de pârâtă prin întâmpinare, la care se vor adăuga cele suplimentare indicate de aceasta, prin Nota de probatorii depusă la termenul din 14.10.2022, precum şi obiectivele indicate de reclamantă prin Notele de şedinţă depuse la acelaşi termen. Pune în vedere reclamantei să depună la dosar înscrisurile solicitate de pârâtă prin Nota de probatorii din 14.10.2022. Pune în vedere reclamantei să depună la dosar răspunsul la interogatoriul ce a fost comunicat odată cu întâmpinarea, sub semnătura reprezentantului legal, sub sancţiunea aplicării dispoziţiilor art. 358 C.proc.civ. Pronunţată astăzi, 21.10.2022, prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor de către grefa instanţei." Termen de judecată 05.05.2023.

La termenul de judecată din data de 05.05.2023, se amână cauza şi se acordă termen la data de 15.09.2023 pentru administrarea probei cu expertiza.

După mai multe amânări, la termenul din data de 14.06.2024, soluția pe scurt: Pentru lipsa raportului de expertiză, amână judecarea cauzei la data de 18.10.2024.

La termenul din data de 18 octombrie 2024, amână cauza pentru 13.12.2024 pentru lipsă raport de expertiză. La termenul din 13.12.2024, instanţa acordă termen de judecată 21.03.2025 pentru întocmirea raportului de expertiză pe baza documentelor avute. La termenul din data de 21.03.2025 se amână cauza şi se acordă termen la data de 13.06.2025 pentru pentru întocmirea raportului de expertiză. La termenul din data de 13.06.2025 se amână cauza şi se acordă termen la data de 03.10.2025 pentru a se formula răspuns la obiecţiuni.

• Dosar nr. 8442/3/2022 – reclamant Tempos Sev (1.429.832)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG nr. 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

La termenul din 16.09.2022, se admite excepţia conexităţii. Trimite dosarul la completul mai întâi învestit, cu soluţionarea dosarului nr. 8193/3/2022, respectiv completul 12 Fond, în vederea conexării dosarului nr. 8442/3/2022 la dosarul nr. 8193/3/2022. Cu apel odată cu fondul. Pronunţată, azi, 16.09.2022, prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor de către grefa instanţei. Document: Încheiere finală (dezinvestire) 16.09.2022.

Ca urmare a conexării dosarului nr. 8442/3/2022 la dosarul nr. 8193/3/2022, prezentat anterior, chestiunile supuse dezbaterii vor fi analizate în cel din primul dosar constituit (8193/3/2022).

• Dosar nr. 8440/3/2022 – reclamant Tempos Sev (2.437.253)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

La termenul de judecată din 13.09.2022, s-a amânat cauza la data de 08.11.2022, în vederea administrării probatoriului încuviinţat. La termenul de judecată din 08.11.2022, se suspendă judecata cauzei.

Dosarul s-a repus pe rol și s-a acordat termen 12.09.2023.

La termenul din 12.09.2023, solutia pe scurt: Pentru a da posibilitatea pârâtei să ia cunoştinţă de înscrisurile depuse, amână cauza la data de 07.11.2023.

După mai multe amânări, la termenul din data de 11.06.2024, soluția pe scurt: Pentru administrarea probei cu expertiza construcţii, amână judecarea cauzei la data de 10.12.2024. Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 02.09.2025.

• Dosarul 4478/118/2024 – reclamant Pet Communication (3.093.206)

Dosarul are ca obiect inexistența dreptului pârâtei CNTEE Transelectrica SA de a factura penalităţi pentru depăşirea duratei de execuţie aferente etapelor principale 2 si 3 ale contractului nr. C45/23.02.2021.

La termenul din 08.08.2024, în vederea administrării probelor propuse, amână judecarea cauzei la data de 07.11.2024.

Dupa mai multe amânări, pentru lipsa raportului de expertiză se fixează termen de judecată pentru data de 03.04.2025.

Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 05.06.2025. Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 04.09.2025.

• Dosarul nr. 6580/117/2024 - reclamant Electrogrup SA din Cluj (2.759.855)

Dosarul are ca obiect executare contract achiziții și anume:

Obligarea Transelectrica la încheierea unui act adițional la Contractul de lucrări nr. C5 din 19 mai 2021, având ca obiect prelungirea duratei contractuale cu zilele de întârziere rezultate în executarea contractului ce nu sunt culpa Executantului, estimate provizoriu la 616 zile;
Obligarea Transelectrica la restituirea sumelor plătite cu titlu de penalități în baza facturilor nr. 114 din 29 martie 2024 (achitată prin Ordin de plată nr. 13065/25.06.2024) și nr. 296 din 25 iunie 2024 (achitată prin Ordin de plată nr. 15424/23.07.2024) emise de pârâtă, în valoare totală de 2.164.304,25 RON ca plată nedatorată, plus dobânda legală datorată de la data plății acestora până la data restituirii, (i) în principal, ca urmare a obligării pârâtei la încheierea unui act adițional la Contractul de lucrări nr. C5 din 19 mai 2021, având ca obiect prelungirea duratei contractuale cu zilele de întârziere rezultate în executarea contractului ce nu sunt culpa Executantului şi (ii) în subsidiar, ca urmare a constatării faptului că zilele de întârziere imputate de Transelectrica nu sunt culpa Executantului;
Obligarea Transelectrica la plata de daune-interese, reprezentand prejudiciul suferit de reclamanta din cauza intarzierilor, estimate provizoriu la suma de 595.550 lei.

La termenul din 14.02.2025, instanța amână judecarea cauzei la data de 14.03.2025. Instanţa amână cauza la data de 23.05.2025, pentru a se depune o poziţie procesuală/răspuns din partea pârâtei. La termenul din 23.05.2025 instanţa amână cauza la data de 20.06.2025, pentru ca expertul desemnat să răspundă adresei instanţei cu privire la competenţa sa în efectuarea expertizei. La termenul din 20.06.2025 instanţa amână cauza la data de 21.11.2025, pentru efectuare expertiză.

Toate valorile din dosarele care au ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare solicitate de către reclamanți și care fac obiectul unor contracte de execuție lucrări, se vor reflecta în valoarea investițiilor, dacă acestea vor fi soluționate în instanță și facturate de către partenerii respectivi, cu excepția cheltuielilor de judecată și a penalităților stabilite de instanță.

• Control Curtea de Conturi a României

Începând cu data de 04 septembrie 2023 Curtea de Conturi a României, prin Departamentul IV a desfășurat o misiune de audit al conformității la nivelul CNTEE Transelectrica SA. Domeniul de aplicare al auditului a fost: a) contractare și achiziții;

b) salarizarea și alte drepturi acordate personalului Companiei.

Tema auditului de conformitate a fost ,,situația, evoluția și modul de administrare a patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizării veniturilor și a efectuării cheltuielilor pentru perioada 2020-2022" la CNTEE Transelectrica SA.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

Ca urmare a finalizării misiunii de audit, Departamentul IV al Curții de Conturi a României a emis Raportul de Audit de Conformitate al CNTEE Transelectrica SA nr. 6000/23.01.2025 și Scrisoarea către management nr. 60001/23.01.2025, prin care au fost stabilite un număr de 17 constatări/recomandări cu termen de implementare 30 aprilie 2025.

Conducerea Companiei a dispus analiza si extinderea verificărilor celor constatate prin Scrisoarea de management nr. 60001/23.01.2025 și implementarea acestora. Până la data prezentei raportări, din cele 17 recomandari, 6 au fost realizate, iar 11 sunt în curs de implementare/realizare.

20. Părți afiliate

i) Tranzacții cu filialele deținute de Companie

Entitatea	Țara de Origine	30 iunie 2025 % din acțiuni	31 decembrie 2024 % din acțiuni
SMART SA	România	100	100
TELETRANS SA	România	100	100
ICEMENERG SA *)	România	-	-
OPCOM SA	România	97,84	97,84
FORMENERG SA	România	100	100
ICEMENERG SERVICE SA **)	România	-	-

Valoarea netă a acțiunilor deținute de Companie la filialele sale este de 78.038.750 la 30 iunie 2025, cât și la 31 decembrie 2024.

Valoarea brută a participațiilor Companiei în filialele sale se prezintă, după cum urmează:

SMART SA

Societatea SMART SA cu sediul social în B-dul Magheru, nr. 33, sector 1, București și cu sediul central la punctul de lucru din Bdul Gheorghe Șincai, nr. 3, Clădirea "Formenerg", et. 1, sector 4, București, ce are ca obiect principal de activitate efectuarea lucrărilor de mentenanță pentru sistemul de transport-dispecer, a fost înființată prin HG nr. 710/19.07.2001 la data de 1 noiembrie 2001.

Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor S Smart SA a aprobat cu Hotărârea nr. 14/10.12.2014 majorarea de capital a S Smart SA prin aport în natură cu valoarea terenurilor pentru care s-a obținut certificat de atestare a dreptului de proprietate.

În data de 30.12.2014, Oficiul Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul București a soluționat cererea de înregistrare a majorării de capital social a S Smart SA.

Începând cu data de 25.01.2016, a fost operată la Oficiul Național al Registrului Comerțului modificarea privind structura acționariatului la S Smart SA, respectiv mențiunea referitoare la administrarea portofoliului statului, modificare impusă, potrivit art. 10 din OUG nr. 86/2014, modificată și actualizată.

Astfel, la 30 iunie 2025, capitalul social al S SMART SA este de 38.528.600, împărțit în 3.852.860 de acțiuni nominative, fiecare acțiune având valoarea de 10 lei, subscris și vărsat integral de Companie.

TELETRANS SA

Societatea TELETRANS SA cu sediul social în B-dul Hristo-Botev, nr. 16 – 18, sector 3, București și cu sediul central la punctul de lucru din strada Stelea Spătarul, nr. 12, sector 3, București are ca obiect principal de activitate serviciile de mentenanță informatică de proces și managerial, servicii specifice de telecomunicații și tehnologia informației în RET, telefonia, transmisiunile de date și a fost înființată prin Hotărârea AGA nr. 3/2002.

Capitalul social la 30 iunie 2025 este de 6.874.430, subscris și vărsat integral.

ICEMENERG SA

Societatea Filiala Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice – ICEMENERG SA cu sediul social în B-dul Energeticienilor, nr. 8, sector 3, București are ca obiect principal de activitate cercetarea și dezvoltarea în știinte fizice și naturale, inovare, studii, strategii de dezvoltare, activități de proiectare, urbanism, inginerie și alte servicii tehnice și a fost înființată prin HG nr. 1065/04.09.2003.

Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

În evidența contabilă a Companiei, la 30 iunie 2025, capitalul social al Filialei Icemenerg SA este de 1.083.450, subscris și vărsat integral.

*) În data de 07.04.2014, a fost admis de către Oficiul Național al Registrului Comerțului, dosarul cu numărul de înregistrare 121452/03.04.2014 având ca obiect radierea Filialei Institutul de Cercetari si Modernizari Energetice – ICEMENERG SA București. Prin Ordinul nr. 123/13.03.2014 (act de înmatriculare și autorizare a funcționarii), a fost înmatriculat la Registrul Comerțului "Institutul Național de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie București" (HGR nr. 925/2010). Compania a formulat plângere împotriva rezoluției directorului ORC prin care s-a dispus înregistrarea în registrul comerțului a radierii Filialei ICEMENERG SA București.

Tribunalul București Secția a-VI-a Civilă, prin Sentința nr. 3569/14.07.2014 pronunțată în dosarul nr. 15483/3/2014, în care Compania s-a aflat în contradictoriu cu pârâții Filiala Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice "Icemenerg" S.A. București și Institutul Național de Cercetare-Dezvoltare pentru Energie-Icemenerg București, a respins plângerea Companiei, motivată de faptul cã HG nr. 925/2010 nu a fost deșființată până la momentul radierii la ORC. Curtea de Apel a comunicat în data de 24.02.2015 soluția pronunțată în dosarul nr. 15483/3/2014 ṣi anume Decizia nr. 173/2015, prin care a respins apelul CNTEE Transelectrica SA ca nefondat, decizia fiind definitivă.

Împotriva Deciziei nr. 173/2015, pronunțată de Curtea de Apel București, Transelectrica SA a formulat contestație în anulare, care face obiectul dosarului nr. 1088/2/2015, aflat pe rolul Curții de Apel București - Secția a VI-a civilă, cu termen de judecată la data de 13.05.2015. În data de 13.05.2015, prin Decizia nr. 777/2015, Curtea de Apel Bucureşti a respins contestaţia în anulare ca nefondată, decizia fiind definitivă.

Compania a înregistrat în anul 2015 o ajustare de depreciere în sumă de 1.083.450 pentru acțiunile deținute la Filiala Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice – ICEMENERG SA București care a fost radiată.

În ședințele din data de 28.03.2016 și 30.08.2016, AGEA nu a aprobat reducerea capitalului social al CNTEE Transelectrica SA cu suma de 1.084.610, reprezentând capitalul social subscris și varsat al Filialei ICEMENERG SA București, prin diminuarea participației Statului român la capitalul social al CNTEE Transelectrica SA, în aplicarea prevederilor HG nr. 925/2010.

OPCOM SA

Societatea OPCOM SA cu sediul în B-dul Hristo Botev nr. 16-18, sector 3, București, cu personalitate juridică, are ca obiect principal de activitate organizarea, administrarea și supravegherea pieței de energie și a fost înființată prin HG nr. 627/2000.

La data de 13.02.2018, Adunarea generală extraordinară a Filialei OPCOM SA a aprobat majorarea capitalului social al Societății Operatorul Pieței de Energie Electrică și de Gaze Naturale OPCOM SA ("OPCOM SA") cu suma de 678.790 lei prin aport în natură reprezentat de valoarea terenului pentru care societatea a obținut Certificatul de atestare a dreptului de proprietate asupra terenurilor seria M03 nr. 12899/27.02.2014, emis de Ministerul Economiei. Aportul în natură a fost evaluat de un expert evaluator desemnat de ONRC. În schimbul aportului în natură la capitalul social, societatea a emis către noul acționar Statul român prin Ministerul Economiei, care exercita de la data hotărârii AGEA atribuțiile de persoană implicată, un număr de 67.879 noi acțiuni nominative în valoare nominală de 10 lei fiecare.

În data de 20.03.2019, Oficiul Național al Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul Bucurețti a soluționat cererea de înregistrare a majorării de capital social a OPCOM SA.

La data de 31.12.2018, capitalul social reprezentat de majorarea cu aportul în natură al Companiei în sumă de 22.587.300 este înregistrat în situațiile financiare supuse aprobării AGA de către OPCOM, fiind prezentat drept capital social subscris și nevărsat integral.

La 30 iunie 2025 capitalul social este de 31.366.090, din care 8.778.790 reprezintă capital social subscris și vărsat integral. Diferența de capital social în sumă de 22.587.300 este reprezentată de aportul în natură al Companiei, respectiv de imobilizări necorporale - "Bursa comercială de energie electrică OPCOM" și "Bursa regională de energie electrică OPCOM", finanțate din surse proprii ale Companiei și din fonduri ale BIRD și evaluat conform Raportului de evaluare nr. 786/15.03.2016 emis de către JPA Audit & Consultanță SRL.

La data de 30 iunie 2025 capitalul social al OPCOM SA este de 31.366.090 lei, reprezentând un număr de 3.136.609 acțiuni nominative cu o valoare a acțiunii de 10 lei și o cotă de participare a CNTEE Transelectrica SA la beneficii și pierderi de 97,84%.

FORMENERG SA

Societatea FORMENERG SA cu sediul în B-dul Gh. Șincai, nr. 3, sector 4, București, cu personalitate juridică, are ca obiect principal de activitate formarea profesională inițiala și continuă în toate domeniile de activitate a personalului energetic, precum și a altor beneficiari și a fost înființată prin Hotărârea AGA nr. 33/2001.

Capitalul social la 30 iunie 2025 este de 1.948.420, subscris și vărsat integral.

CNTEE Transelectrica SA Note la situațiile financiare interimare separate la data de 30 iunie 2025 (Toate sumele sunt exprimate în LEI, dacă nu este indicat altfel)

ICEMENERG SERVICE SA

Prin HG nr. 2294/09.12.2004, s-a aprobat transferul pachetului de acțiuni deținut de Filiala "Institutul de Cercetări și Modernizări Energetice - ICEMENERG" - S.A. București la Filiala "ICEMENERG-SERVICE" - S.A. București către Compania Națională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A.

Compania a înregistrat în anul 2016 o ajustare de depreciere în suma de 493.000 pentru acțiunile deținute la Filiala ICEMENERG SERVICE SA.

Capitalul social la 30 iunie 2025 este de 493.000, subscris și vărsat integral.

**) La data de 09.06.2017, Tribunalul București, Secția a VII-a Civilă, a dispus intrarea în faliment prin procedura simplificată a debitorului Societatea Filiala ICEMENERG SERVICE – SA, desemnând în calitate de lichidator judiciar provizoriu pe Solvendi SPRL.

În data de 27.04.2021, Administratorul Special al Filialei ICEMENERG Service SA informează asupra faptului că în data de 23.04.2021, în urma licitației desfășurate, activele societății Filiala ICEMENERG Service SA, atât cele mobile cât și cele imobile au fost valorificate în bloc, cumpărător fiinf Portland Trust Developements Five SRL.

În dosarul cu nr. 18051/3/2017, Conform Buletinului procedurilor de insolvență nr. 9152/26.05.2022, Tribunalul București – Secția a VII-a Civilă prin sentința civilă nr.2429 a aprobat raportul final al lichidatorului judiciar, iar în baza art.175 alin 2 din Legea nr.85/2014 privind procedurile de prevenire a insolvenței și de insolvență, a închis procedura insolvenței împotriva debitorului Societatea Filiala "Icemenerg-Service" SA prin radierea acesteia din Registrul Comerțului București. Companiei nu i-a fost comunicată sentița până la data de 30.06.2025.

Soldurile cu filialele deținute de Companie se prezintă, astfel:

ENTITATEA	Creanțe	Comerciale*)	Datorii	comerciale
AFILIATĂ	30 iunie 2025	31 decembrie 2024	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
SMART SA	358.188	344.243	23.997.379	20.272.899
TELETRANS SA	197.051	112.719	26.423.788	18.099.560
FORMENERG SA	-	-	-	-
OPCOM SA	88.539.530	634.690.819	98.760.170	644.297.354
TOTAL	89.094.769	635.147.781	149.181.337	682.669.813

*) Creanțele comerciale sunt prezentate la valoarea brută.

Tranzacțiile derulate cu filialele Companiei în perioada raportată sunt detaliate, după cum urmează:

ENTITATEA	Vânzări
AFILIATĂ	Trimestrul II 2025	Trimestrul II 2024	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
SMART SA	306.138	249.037	619.573	624.050
TELETRANS SA	251.497	185.315	536.114	419.126
FORMENERG SA	-	-	-	-
OPCOM SA	328.452.259	560.233.759	1.009.433.179	734.626.402
TOTAL	329.009.894	560.668.111	1.010.588.866	735.669.578

ENTITATEA	Achiziții
AFILIATĂ	Trimestrul II 2025	Trimestrul II 2024	Semestrul I 2025	Semestrul I 2024
SMART SA	31.067.107	21.173.087	52.585.465	41.975.235
TELETRANS SA	14.555.605	13.435.894	27.618.030	26.430.881
FORMENERG SA	-	-	2.700	-
OPCOM SA	414.646.175	309.223.912	1.056.866.377	1.090.555.523
TOTAL	460.268.887	343.832.893	1.137.072.572	1.158.961.639

În trimestrul II 2025, Compania a încasat dividende de la filiala OPCOM în cuantum de 22.108.364.

21. Riscul de creditare

Riscul de creditare este riscul în care Compania suportă o pierdere financiară ca urmare a neîndeplinirii obligațiilor contractuale de către un client sau o contrapartidă la un instrument financiar. Acest risc rezultă, în principal, din creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar.

Tratamentul riscului de contrapartidă se bazează pe factori de succes interni și externi ai Companiei. Factorii externi de succes - care au efect asupra reducerii riscului în mod sistematic sunt: descentralizarea sectorului energetic în care producția, transportul, distribuția și furnizarea sunt activități distincte, iar interfața pentru client este reprezentată de furnizor, tranzacționarea energiei electrice pe piața din România pe două segmente de piață: piața reglementată și piața concurențială. Factorii interni de succes în tratamentul riscului de contrapartidă includ: diversificarea portofoliului de clienți și diversificarea numărului de servicii oferite pe piața de energie electrică.

Activele financiare care pot supune Compania riscului de încasare sunt, în principal, creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar. Compania a pus în practică o serie de politici prin care se asigură că vânzarea de servicii se realizează către clienți cu o încasare corespunzătoare, prin includerea în contractele comerciale a obligației acestora de a constitui garanții financiare. Valoarea creanțelor, netă de ajustările pentru pierderi de valoare, reprezintă suma maximă expusă riscului de încasare.

Expunerea maximă la riscul de încasare la data raportării a fost:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Active financiare
Creanțe comerciale nete	2.053.658.789	2.578.810.809
Alte creanțe nete și avansuri către furnizori	434.323.885	927.975.088
TVA de recuperat	183.819.663	271.906.743
Numerar și echivalente de numerar	970.656.118	671.557.851
Alte active financiare	-	-
Total	3.642.458.455	4.450.250.491

Situația vechimii creanțelor la data întocmirii situației poziției financiare este prezentată mai jos:

	Valoarea brută	Ajustare depreciere	Valoarea brută	Ajustare depreciere
	30 iunie 2025	30 iunie 2025	31 decembrie 2024	31 decembrie 2024
Neajunse la scadență	1.967.075.237	-	2.487.412.712	-
Scadență depășită între 1 – 30 zile	(1.295.616)	-	2.118.109	-
Scadență depășită între 31 – 90 zile	526.688	-	292.245	-
Scadență depășită între 90 – 180 zile	145.532	-	70.075	-
Scadență depășită între 180 – 270 zile	2.003.133	-	(31.135)	-
Scadență depășită între 270 – 365 zile	(3.727.342)	-	(8.225)	-
Mai mult de un an	214.150.251	125.219.094	212.045.959	123.088.931
Total	2.178.877.883	125.219.094	2.701.899.740	123.088.931

Situația vechimii altor creanțe la data întocmirii situației poziției financiare este prezentată mai jos:

	Valoarea brută 30 iunie 2025	Ajustare depreciere 30 iunie 2025	Valoarea brută 31 decembrie 2024	Ajustare depreciere 31 decembrie 2024
Neajunse la scadență	554.965.229	324.824	1.178.585.895	330.694
Scadență depășită între 1 – 30 zile	18.015.379	-	919.582	-
Scadență depășită între 31 – 90 zile	14.661.508	-	4.762.786	-
Scadență depășită între 90 – 180 zile	12.483.941	-	397.322	342.478
Scadență depășită între 180 – 270 zile	59.250	30.168	913.317	910.870
Scadență depășită între 270 – 365 zile	1.029.521	347.998	441.069	412.681
Mai mult de un an	89.948.606	72.316.896	86.766.830	70.908.247
Total	691.163.434	73.019.886	1.272.786.801	72.904.970

Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală etc.

Evoluția ajustărilor pentru deprecierea creanțelor incerte se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	123.088.931	125.521.130
Recunoaștere ajustări pentru depreciere	2.130.163	-
Reluare ajustări pentru depreciere	-	2.432.199
Sold la sfârșitul perioadei	125.219.094	123.088.931

Evoluția ajustărilor pentru deprecierea altor creanțe incerte se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	72.904.970	84.456.130
Recunoaștere ajustări pentru depreciere	366.031	7.303.511
Reluare ajustări pentru depreciere	251.115	18.854.671
Sold la sfârșitul perioadei	73.019.886	72.904.970

Activele financiare care pot supune Compania riscului de încasare sunt în principal creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar. Compania a pus în practică o serie de politici prin care se asigură că vânzarea de servicii se realizează către clienți cu o încasare corespunzătoare, prin includerea în contractele comerciale a obligației acestora de a constitui garanții financiare. Valoarea creanțelor, netă de ajustările pentru pierderi de valoare, reprezintă suma maximă expusă riscului de încasare. Riscul de încasare aferent acestor creanțe este limitat, întrucât aceste sume sunt, în principal, datorate de companii deținute de stat. Numerarul este plasat în instituții financiare, care sunt considerate ca având risc minim.

22. Evenimente ulterioare

• Hotărârea nr. 6 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 8 iulie 2025

a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Păun Costin Mihai, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23093/ 30.05.2025; - a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Atanasiu Teodor, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23088/30.05.2025; - a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Vasilescu Alexandru-Cristian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23089/30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Zezeanu Luminița, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23092/ 30.05.2025; - a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Dascăl Cătălin-Andrei, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23090/

30.05.2025;

a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Orlandea Virgil-Dumitru, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23091/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Rusu Rareș-Stelian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23094/ 30.05.2025.

• Incident în rețeaua electrică de transport în zona de vest a țării

În data de 9 iulie 2024, Compania a anunțat faptul că, în urma fenomenelor meteorologice extreme înregistrate în după-amiaza zilei de 8 iulie 2025 în zona de vest a țării, manifestate prin furtuni violente și rafale de vânt cu viteze cuprinse între 90 și 120 km/h (cod roșu), o porțiune a Liniei Electrice Aeriene dublu circuit (LEA) 220 kV Reșița–Timișoara a fost semnificativ afectată, mai mulți stâlpi fiind avariați, pe raza județului Timiș.

În gestionarea situației a fost stabilită o cooperare permanentă cu autoritățile competente și cu operatorul local de distribuție.

Sistemul Electroenergetic Național (SEN) funcționează în condiții de siguranță, fiind monitorizat în permanență de către Dispecerul Energetic Național.

• Convocarea Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor

aprobarea achiziționării de către Transelectrica a serviciilor de consultanță și respectiv asistență juridică și reprezentare în fața instanțelor de judecată în vederea apărării intereselor Companiei în legătură cu ducerea la îndeplinire și, respectiv contestarea Hotărârii Plenului Curții de Conturi a României nr. 47/23.01.2025 și în subsidiar Raportul de Audit de Conformitate nr. 6000/23.01.2025 și Scrisoarea de Management nr. 6001/23.01.2025, întocmite de Curtea de Conturi,
informare privind achizițiile de produse, servicii și lucrări, angajamente care implică obligaţii importante ale Companiei cu o valoare mai mare de 5.000.000 euro, precum și credite și garanţii pentru credite cu o valoare sub 50.000.000 euro.

CNTEE TRANSELECTRICA SA

RAPORTUL SEMESTRIAL CONSOLIDAT S1 2025

Declaraţia persoanelor responsabile

După cunoştinţele noastre, Situațiile financiare interimare consolidate simplificate, întocmite pentru perioada de 6 luni încheiată la 30 iunie 2025 în conformitate cu Standardul Internațional de Contabilitate IAS 34 – Raportarea Financiară Interimară adoptat de Uniunea Europeană și Raportul Semestrial Consolidat pentru trimestrului 1 2025, întocmit în conformitate cu prevederile Legii nr. 24/2017 privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață, completata cu Legea nr. 11/2015, respectiv cu prevederile Regulamentului ASF nr. 5/2018, oferă o imagine corectă și conformă cu realitatea poziţiei financiare şi contului de profit și pierdere ale Grupului.

Raportul Semestrial Consolidat al Directoratului cuprinde informaţii corecte și conforme cu privire la dezvoltarea și performanţele Grupului, disponibile la data prezentului raport.

Directorat,

București, 11 august 2025

Structura Grupului 4
Date de identificare 7
Structuri de conducere 8
Activităţi Filiale9
I. Situaţia economică financiară conform cifre financiare OMFP 2844/2016 15
indicatori OMFP 2844/2016 19
II. Situaţia economică financiară conform cifre financiare IFRS-UE 20
indicatori IFRS-UE 24
Evenimente importante 25
Litigii 25

Structura Grupului

Dintre filialele Companiei societăţile filialele Smart și Teletrans sunt incluse în perimetrul de consolidare financiară a Grupului. La întocmirea situațiilor financiare consolidate, situațiile financiare ale societățiimamă și ale filialelor care urmează să fie consolidate sunt combinate linie cu linie prin adunarea elementelor similare de active, datorii, capitaluri proprii, venituri și cheltuieli. Situațiile financiare ar trebui să prezinte informații financiare despre Grup ca o singură entitate economică, eliminând astfel soldurile și tranzacțiile intragrup.

Compania nou înfiinţată GECO intră în perimetrul de consolidare, fiind o companie controlată în comun, de tip Join Venture. Astfel situaţiile financiare consolidate includ cota-parte a Grupului din rezultatele societăţii GECO pe baza metodei punerii în echivalenţă. Deoarece titlurile societății GECO sunt dobândite în momentul înființării sale, nu s-a înregistrat fond comercial.

SMART

Filiala Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport "SMART" SA a fost înfiinţată în anul 2001, prin HG nr.710/19.07.2001 prin reorganizarea unor activități din cadrul Transelectrica.

Filiala are ca activitate principală efectuarea de revizii şi reparaţii la aparatură şi echipamente primare din reţelele electrice (astfel încât instalaţiile RET să funcţioneze în

condiţii sigure la nivelul de performanţă cerut prin licenţă), remedierea incidentelor la instalaţii electrice, prestări de servicii în domeniul energetic, servicii energetice pentru sistemul energetic şi microproducţie de echipamente electrice. Societatea are 8 sucursale fără personalitate juridică.

Misiunea pentru care SMART SA a fost înființată a fost și rămâne în continuare, cea de a asigura lucrările de mentenanță preventivă, lucrări speciale și mentenanță corectivă a Reţelei Electrice de Transport (RET) plecând de la obiectivul primordial al Transelectrica: acela de a asigura transportul de energie electrică în rețeaua națională de transport în condiții de siguranță și stabilitate.

Filiala este o societate cu acoperire naţională, strategică din punct de vedere al mentenanţei, reparaţiilor, expertizărilor şi consultanţei asigurate pentru:

Aparataj şi echipamente de joasă, medie, înaltă şi foarte înaltă tensiune pana la 750kV inclusiv,
Echipamente şi circuite de protecţii, automatizări, măsură, comandă control,
Transformatoare şi autotransformatoare de toate puterile şi toate tensiunile,
Linii electrice aeriene şi în cablu de toate nivelele de tensiune.

Capitalul social subscris şi vărsat la 30.06.2025 este de 38.529 mii lei, Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele filialei SMART sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.

Acţiunile SMART sunt deţinute 100% de către Transelectrica.

TELETRANS

Filiala TELETRANS SA a fost înfiinţată prin Hotărârea AGA nr. 13/04.12.2002 a Transelectrica, în baza Legii nr. 31/1990 şi a Ordinelor Ministerului Industriei şi Comerţului nr. 3098 şi nr. 3101 din data de 23.10.2002 și este furnizorul de servicii specifice de telecomunicații și tehnologia informatiei pentru conducerea operațională și de gestiune a Transelectrica, având ca principal obiect de activitate asigurarea de servicii specifice de telecomunicații. În aceeaşi timp, Filiala are posibilitatea de a

comercializa servicii de profil pe piaţa liberalizată de comunicaţii din România.

Filiala are un înalt nivel de competenţă în domenii cu un caracter profund de unicitate privind managementul sistemelor şi proceselor din industria energiei.

În baza Statutului şi a actelor normative aplicabile, Teletrans deține certificatul ANCOM de furnizor de rețele sau de servicii de comunicații electronice din anul 2002 (O.U.G. nr. 679/2002), prin care beneficiază de dreptul de a furniza următoarele servicii de comunicații electronice:

Rețele publice de comunicații electronice (începând cu data de 11.11.2004);
Servicii de comunicații electronice destinate publicului: (i) Servicii de linii închiriate și (ii) Servicii de comunicații electronice, altele decât telefonie și linii închiriate (începând cu data 01.07.2003);
Rețele și servicii private de comunicații electronice (începând cu data de 15.01.2003).

De asemenea, personalul TELETRANS beneficiază de certificări cu relevanță în operarea și administrarea sistemelor IT&C dedicate infrastructurilor critice.

TELETRANS utilizează o rețea de fibră optică construită într-o tehnologie fiabilă OPGW, cu puncte de acces în 110 localități, precum și legături transfrontaliere cu Ungaria, Bulgaria și Serbia și asigură servicii de integrare în sistemul EMS/SCADA pentru producătorii de energie din surse regenerabile și noile sisteme de comandă-control din stații retehnologizate.

Serviciile furnizate de Teletrans au fost în principal servicii de IT/Tc către Transelectrica, servicii de mentenanţă a sistemului de contorizare locală la nivelul staţiilor electrice ale Companiei şi servicii de telecomunicaţii prin comercializarea excedentului de capacităţi existente în infrastructura de comunicaţii de fibră optică.

Capitalul social subscris şi vărsat la 30.06.2025 este de 6.874 mii lei, Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele filialei Teletrans sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.

Acţiunile TELETRANS sunt deţinute 100% de către Transelectrica.

GECO POWER COMPANY

Societatea înființată la data de 31 Ianuarie 2025 conform Certificatului de inregistrare emis de ONRC, este o persoană juridică română, constituită în formă de societate cu raspundere limitată.

Societatea a fost înființată în concordanță cu:

Hotărârea nr.4 a Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor din data de 12 august 2024 prin care Adunarea generală extraordinară a acționarilor Companiei a aprobat participarea Companiei la capitalul social al unei noi societăți, alături de celelalte părți relevante desemnate la nivelul Republicii Azerbaidjan, Georgiei, și Ungariei, cu excepția obiectului principal de activitate care va fi "Activități ale holdingurilor" activitate codificată CAEN 642, respectiv 6420,
Memorandumul de înțelegere prin care Părțile convin să depună eforturile necesare pentru a întreprinde demersurile privind înființarea unei societăți de tip Joint Venture, cu sediul în Romania, între Transelectrica, AzerEnerji JSC, Georgian State Electrosystem și MVM Zrt., semnat în data de 27 mai 2024 la București,
Memorandumul de înțelegere între ministerele de resort din România, Republica Azerbaidjan, Georgia, Romania și Ungaria privind cooperarea în domeniul energiei verzi, semnat în data de 21.11.2023 la Budapesta (Ungaria),
Memorandumul de înțelegere privind înființarea unei societăți de tip Joint Venture între entitățile relevante ale guvernelor Republicii Azerbaidjan, Georgorgiei, României și Ungariei semnat în data de 25.07.2023 la București, prin care Transelectrica este desemnată parte relevantă pentru România,
Acordul din 17 decembrie 2022 între guvernele Republicii Azerbaidjan, Georgiei, României și Ungariei privind Parteneriatul strategic în domeniul dezvoltării și transportului energiei verzi, luând în considerare inițiativa comună a Georgiei și a României pentru dezvoltarea și implementarea proiectului cablului submarin în Marea Neagră și studiul de fezabilitate în derulare pentru acest proiect care a înveput la 11 aprilie 2022, inițiat de Georgia la care s-a alăturat Romania și Republica Azerbaidjan,

Adresa sediului social este în Romania, București, Sector 3, Str. Olteni nr.2-4, etaj 3, camera 306, obiectul de activitate fiind Activități ale holdingurilor.

Capitalul social subscris si varsat al societății este de 15 mil lei, fiind împărțit într-un număr de 1.500.000 părți sociale cu o valoare nomială de 10 lei/parte socială.

Capitalul social este detinut de către asociați astfel:

" AZERENERJI" Open Joint Stock Company, aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,

JSC Georgian State Electrosystem, aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
MVM Energy Private Limited Liability Company aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
Compania Națională de Transport al Energiei Electice Transelectrica SA , aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%.

Transelectrica împreună cu Georgian State Electroysstems, AzerEnerji și MVM Electrical Works în baza acordului asociaților (Shareholders' Agreement) va implementa proiectul Coridorului Verde, respectiv un cablu submarin de înaltă tensiune curent continuu, care va conecta, prin Marea Neagră, România și Georgia, conexiunea fiind prelungită în Ungaria și Azerbaidjan. Acesta contribuie esențial la consolidarea securității energetice naționale și regionale, creșterea conectivității în bazinul Mării Negre, diversificarea surselor de aprovizionare, valorificarea potențialului de producere a energiei regenerabile și creșterea ponderii energiei regenerabile în mixul energetic național.

Societate	Cod unic de înregistrare	Sediul social	% participaţie la 30 iunie 2025
SMART	14232728	Bucureşti	100%
TELETRANS	15061510	Bucureşti	100%
GECO	51190139	Bucureşti	25%

DATE DE IDENTIFICARE

SMART

Sediul social	București, Bd. Gen. Gh. Magheru nr. 33, sector 1
Punct de lucru	Bucuresti, Bd. Gheorghe Sincai nr. 3, Cladirea "Formenerg", et.1, sector 4
Numărul de ordine în registrul comeţului	J40/8613/2001
Codul Unic de Inregistrare	14232728
Capital social	38.529 mii lei, împărţit în 3.852.860 acţiuni nominative cu o valoare nominală de 10 lei fiecare
Acționar unic	Transelectrica
Actul de înfiinţare	HG nr. 710/2001 privind infiintarea filialei Societatea Comercială pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport "SMART" SA prin reorganizarea unor activități din cadrul Transelectrica

TELETRANS

Sediul social	București, Bd. Hristo Botev nr. 16-18, sector 3
Punct de lucru	București, Str. Stelea Spătarul nr. 12, sector 3
Numărul de ordine în registrul comerţului	J40/12511/2002
Codul Unic de Inregistrare	15061510
Capital social	6.874 mii lei, împărţit în 687.443 acţiuni nominative cu o valoare nominală de 10 lei fiecare
Actionar unic	Transelectrica
Actul de înfiinţare	Hotărârea AGA a CNTEE Transelectrica nr.13 din data de 20.03.2002 și a ordinelor Ministrului Industriei și Resurselor nr.3098,3101/23.10.2002

GECO "Green Energy Corridor Power Company"

	Sediul social	București, Sector 3, Str. Olteni nr.2-4, etaj 3, camera 306
	Numărul de ordine în registrul comerţului	J2025005094001
	Codul Unic de Inregistrare	51190139
	Capital social	15.000 mii lei, împărţit în 1.500.000 acţiuni nominative cu o valoare
		nominală de 10 lei fiecare
		CNTEE Transelectrica – 25%
		"AZERENERJI" Open Joint Stock Company – 25%
	Actionari	JSC Georgian State Electrosystem – 25%
		MVM Energy Private Limited Liability Company – 25%
	Actul de înfiinţare	Hotărârea AGA a CNTEE Transelectrica nr.226 din data de 17.12.2024
		și Actul Constitutiv al GECO din data de 21.01.2025

STRUCTURI DE CONDUCERE

Conducerea executivă a Filialelor la data prezentului raport este asigurată de următoarele persoane:

SMART:

Gheorghe BOLINTINEANU	Director General
Virgil ŞTEFAN	Director Economic
TELETRANS:
Decebal BĂESCU	Director General
Florin Nicolae MÂRZA	Director Economic
GECO:
Farhad MAMMADOV	Director General
Florin STANCIU	Director General Adjunct

ACTIVITĂŢI FILIALE

În S1 2025, cele două Filiale incluse în consolidare au desfăşurat activităţi în conformitate cu domeniile lor principale de activitate, după cum urmează:

TELETRANS

Societatea pentru Servicii de Telecomunicaţii şi Tehnologia Informaţiei în Reţele Electrice de Transport "TELETRANS" este furnizorul de soluții și servicii de telecomunicații, tehnologia informației și informatică de proces/SCADA pentru Companie şi un portofoliu important de clienți din mediul public și privat.

1.Informatică de Proces / SCADA

Servicii de integrare în sistemul EMS/SCADA pentru producătorii de energie din surse regenerabile si noile sisteme de comandă-control din staţii retehnologizate.

Servicii de mentenanţă preventivă sau corectivă pentru principalele sisteme informatice critice care asigură funcţiile operatorului de sistem, transport și al pieţei de echilibrare.

Servicii pentru managementul sistemelor de informatică de proces - administrarea și actualizarea bazelor de date, salvări de scheme și arhive, back-up.

2.IT & C

Servicii de transport de date pe suport de fibră optică:

Furnizare de capacități STM1/STM4 și Ethernet over SDH/DWDM;
Servicii de transport date la nivel STM16/STM64, 1Gb, 10Gb, Lambda;
Servicii de tip n x Mb, n x 1Gb, 10 Gb pe echipamentele IP/MPLS;
Asistență tehnică de specialitate.

Servicii de comunicații IP:

Internet furnizat in peste 100 puncte din rețeaua națională de fibră optică;
Rețele VPN securizate pe rețea IP/MPLS;
Interconectare metropolitană / națională a clienților prin centre de exchange;
IT outsourcing;
Informatică managerială.

3.Colocare

Centre de colocare din București (nod RoNIX) și Timișoara
Puncte de prezență teritoriale din 35 reședinte de județ
Stații electrice de 400 kV și 220 kV ale Companiei Transelectrica.

Infrastructură

backbone de aproximativ 5000 km, cu acoperire națională, într-o topologie redundantă cu 9 inele, prin care se asigură servicii de telecomunicații DWDM/SDH/ PDH și Ethernet;
backbone DWDM&IP/MPLS de aproximativ 4.000 km, cu acoperire națională, într-o topologie redundantă cu 4 inele.

Rețeaua de fibră optică pe care sunt realizate cele două backbone-uri este construită într-o tehnologie fiabilă OPGW și asigură puncte de acces în 110 localități precum și legături transfrontaliere cu Ungaria, Bulgaria și Serbia (în viitor și cu Ucraina, Moldova și Turcia).

Teletrans deține certificările Sistemului de Management al Calității confom cerințelor standardului ISO 9001, Sistemului de Management al Mediului confom cerințelor standardului ISO 14001, Sistemului de Management al Sănătății și Securității în Muncă confom cerințelor standardului ISO 45001 și Sistemului de Management al Securității Informațiilor la nivel de Executiv, confom cerințelor standardului ISO/IEC 27001:2013.

Afilieri

Filiala este membră a mai multor organizații profesionale din domeniul IT&C și energetic

la nivel național:
- − Comitetul Național Român al Consiliului Mondial al Energiei
- − Asociația Națională a Internet Service Providerilor din România
- − Societatea Inginerilor Energeticieni din România
- − Asociatia Națională pentru Securitatea Sistemelor Informatice
la nivel internațional:
- − International Council on Large Electric Systems
- − European Utilities Telecom Council
- − Réseaux Internet Protocol Européens.

SMART

Principala activitate desfășurată de societate este efectuarea de revizii și reparații la echipamentele primare din rețelele electrice, remedierea incidentelor la instalații electrice, prestări de servicii în domeniul energetic, microproducție de echipamente electrice.

Smart S.A. a fost înființată cu scopul realizării serviciilor de întreținere și reparații a instalațiilor CNTEE Transelectrica S.A. și trebuie să asigure cu prioritate resursele necesare pentru activitatea de mentenanță a RET, potrivit misiunii stabilite la înființare.

Complementar, societatea poate desfășura și alte activități conexe pentru susținerea obiectului principal de activitate, în conformitate cu legislația în vigoare și cu statutul propriu, în condițiile funcționării în siguranță a Sistemului Electroenergetic Național.

Activitatea de mentenanță presupune lucrări planificate de revizii tehnice și de control în stațiile electrice, liniile electrice LEA și lucrări de intervenții accidentale. Controalele pe linii presupun deplasări și intervenții pe întreg traseul de 8.931,6 km al RET în orice condiții de relief și meteorologice. Peste 70% dintre lucrările efectuate de SMART S.A. constau în lucru la înălțime, acestea făcându-se cu ajutorul unor utilaje specializate (PRB, macara, echipamente de urcare, accesorii speciale etc.).

Societatea pentru Servicii de Mentenanță a Rețelei Electrice de Transport "Smart" S.A. are proiectat, documentat și implementat un Sistem Integrat de Management al calității, mediului, securității și sănătății în muncă în conformitate cu cerințele următoarelor standarde de referință:

− ISO 9001:2015 "Sisteme de management al calității. Cerințe." pentru calitate;
− ISO 14001:2015 "Sisteme de management de mediu. Specificații si ghid de utilizare" pentru mediu;
− ISO 45001:2018 "Sisteme de management al sănătății și securității ocupaționale"- pentru securitatea muncii .

Sistemul de Management Integrat calitate-mediu-securitate și sănătate în muncă este certificat de către SRAC și IQNet având certificatele nr.1111/11.01.2021 pentru ISO 9001:2015, nr. 112/11.01.2021 pentru ISO 14001:2015 și nr.139/11.01.2021 pentru ISO 45001:2018, valabile pana la 23.12.2024, cu supravegheri anuale. Prin sistemul integrat de management societatea garantează clienților că serviciile prestate sunt cel puțin conforme cu cerințele specificate. De asemenea, Smart S.A. a obţinut autorizarea, din partea CNCAN, pentru sistemul de management al calităţii în domeniul nuclear, şi anume: Autorizaţia nr.LI824 pentru furnizarea de servicii destinate instalaţiilor nucleare, valabilă până la data de 16.04.2026 conform Ordinelor preşedintelui CNCAN nr. 65,66,71, 72/2003.

Smart S.A. este atestată de către Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei pentru următoarele tipuri de lucrări:

A3 încercări de echipamente şi instalaţii electrice în vederea certificării conformităţii tehnice a centralelor electrice în raport cu normele tehnice aplicabile: Atestat nr. 15264/4.11.2019 valabil pe termen nelimitat cu vizele de rigoare.
D1 proiectare de linii electrice aeriene şi subterane cu orice tensiuni nominale standardizate: Atestat nr. 15265/4.11.2019 valabil pe termen nelimitat cu vizele de rigoare.
D2 executare de linii electrice aeriene şi subterane cu orice tensiuni nominale standardizate: Atestat nr. 15266/4.11.2019 valabil pe termen nelimitat cu vizele de rigoare.
E1 proiectare de posturi de transformare, staţii electrice şi de instalaţii aparţinând părţii electrice a centralelor cu orice tensiuni nominale standardizate: Atestat nr. 15267/4.11.2019 valabil pe termen nelimitat cu vizele de rigoare.
E2 executare de posturi de transformare, staţii electrice şi de lucrări la partea electrică a centralelor cu orice tensiuni nominale standardizate: Atestat nr. 15268/4.11.2019 valabil pe termen nelimitat cu vizele de rigoare.

Filiala deţine un Laborator de Incercări de tip multi-site (un laborator în fiecare sucursală) care este acreditat de catre RENAR având certificatul de acreditare nr. LI 824/17.04.2018, valabil până la data de 16.04.2026, cu supravegheri anuale. Sunt acreditate un număr de 78 încercări electrice şi de analize fizico-chimice ale materialelor electroizolante.

De asemenea Smart deține şi autorizații emise de MAI-IGSU pentru următoarele activităţi:

Instalare și întreținere a sistemelor și instalațiilor de limitare și stingere a incendiilor, cu excepția celor care conțin anumite gaze fluorurate cu efect de seră, autorizația nr.5501/08.02.2016 acordată pe o perioada nedeterminată.
Instalare şi întreținere a sistemelor și instalațiilor de semnalizare, alarmare și alertare în caz de incendiu, autorizația nr.5502/08.02.2016 cu valabilitate nedeterminată.
Proiectarea sistemelor și instalațiilor de semnalizare, alarmare și alertare în caz de incendiu, autorizația nr.6599/10.01.2017 cu valabilitate nedeterminată.
Proiectarea sistemelor și instalațiilor de limitare și stingere a incendiilor, autorizația nr.7087/08.06.2017 acordată pe o perioadă nedeterminată.

Smart S.A. este atestat pentru activitatea de exploatare forestieră de către Ministerul Mediului, Apelor și Pădurilor având atestatul nr. 1220/25.07.2024 valabil până în 31.07.2026.

Societatea desfăşură activităţi:

ca furnizor de servicii mentenanţă:

Revizii şi inspecţii
Reparaţii echipamente şi instalaţii electrice
Intervenţii la evenimente accidentale
Expertizări, diagnoze şi analize tehnice
Configurări, reglaje şi parametrizări sisteme comanda-control
ca furnizor de servicii de retehnologizare şi modernizări:
- Staţii electrice
- Linii electrice aeriene
ca furnizor servicii tehnologii speciale:
- Lucrul sub tensiune LST
- Reabilitare izolaţie transformatoare Proiectare
ca furnizor de consultanţă şi proiectare:
Proiectare
Consultantă şi asistenţă.

Afilierile naţionale şi internaționale aferente societăţii Smart sunt după cum urmează

A LST – R (Asociaţia pentru Lucru sub Tensiune din România Membru Fondator)
CIGRE (Consiliul Internaţional al Marilor Reţele Electrice de Înaltă Tensiune)
CNR CIGRE (Asociaţia Comitetului Naţional Român CIGRE)
CNR – CME (Comitetul Naţional Român al Consiliul Mondial al Energiei)
SIER (Societatea Inginerilor Energeticieni din România)
ASRO (Asociaţia de Standardizare din România).

Planul Re PowerEU

În scopul finanțării a trei proiecte de investiții esențiale pentru eficientizarea și modernizarea rețelei electrice de transport, Compania a obținut 56,2 milioane de euro prin componenta REPowerEU a PNRR, aprobată de Consiliul Uniunii Europene, două dintre ele fiind destinate filialelor SMART SA și Teletrans SA.

În ceea ce privește Planul Re PowerEU s-a aprobat Investiția I6 - digitalizarea, eficientizarea și modernizarea rețelei naționale de transport a energiei electrice (alocare 56.237.200 euro), astfel:

Investiția 6.a – Instalarea de centrale fotovoltaice (CEF) și instalații de stocare a energiei electrice destinate alimentării serviciilor interne instalate în stațiile C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. (alocare 29.557.000 euro);
Investiția 6.b Retehnologizarea SMART SA filiala C.N.T.E.E. Transelectrica S.A (alocare 18.240.000 euro);
Investiția 6.c Optimizarea rețelei de comunicații și crearea unui centru de date –Teletrans SA, filiala C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. (alocare 8.440.200 euro).

TELETRANS

Investiţiile în retehnologizarea şi modernizarea reţelelor de energie prin introducerea digitalizării şi a reţelelor inteligente (smart grid) reprezintă măsuri esenţiale pentru susţinerea procesului de integrare sectorială şi tranziţie energetică. Digitalizarea va contribui semnificativ la siguranța funcționării sistemului energetic, intensificând eforturile și capacitatea de răspuns în situaţia unor disfuncționalități ale sistemului.

Infrastructura IT&C a Transelectrica reprezintă o infrastructură de importanţă strategică naţională, mai ales în contextul geopolitic actual, securitatea cibernetică fiind componentă centrală a stabilității și siguranței în funcționarea RET/SEN prin asigurarea protecției datelor, cu impact asupra siguranţei în luarea deciziilor operative în procesul de gestionare a SEN de către Transelectrica.

Optimizarea rețelei de comunicații și crearea unui centru de date, presupune implementarea a trei componente:

Centru de date - achiziționarea de echipamente și software necesare dotării unui centru de date, în zona Sibiu-Brașov, la sediul Transelectrica; Valoare estimată: 23.362.855 lei

Centrul de date va reprezenta o locaţie fizică securizată şi protejată împotriva intruziunii şi riscurilor naturale şi tehnologice în cadrul căreia vor fi montate 9 containere infrastructură IT şi 3 containere Power în care vor fi instalate echipamente IT (ex. Servere, Switch, UPS etc). Centrul de date va asigura siguranţa elementelor fizice prin care este coordonat sistemul de telecomunicaţii al Transelectrica, care va asigura toate elementele de siguranţă conform standardelor. Centrul va gestiona echipamentele Transelectrica, asigurând funcţionarea continuă şi neîntreruptă a echipamentelor IT şi un backup constant a datelor transmise si stocate. De asemenea, centrul de date va asigura o conectivitate şi mobilitate crescută între serviciile critice necesare producătorilor, transportatorilor şi distribuitorilor de energie electrică din România ceea ce va duce la asigurarea alimentării cu energie electrică a consumatorilor.

Analizoare de trafic de rețea - achiziționare analizor de trafic L2-7, 4 porturi SFP; SFP multimod și SFP monomod - vor fi utilizate în activitatea de diagnosticare și testare a circuitelor ethernet din cadrul rețelei de comunicații IP a Transelectrica;Valoare estimată: 3.590.000 lei

Reţeaua de telecomunicaţii a C.N.T.E.E. Transelectrica S.A. impune modernizarea şi actualizarea conform ultimelor tehnologii, în vederea alinierii la standardele europene de calitate. Certificarea capacităţilor reţelei garantează funcţionarea echipamentelor intermediare şi a legăturilor fizice şi logice pentru furnizarea în siguranţă a serviciilor de transport de date şi acces internet. Întrucât sistemele actuale sunt diversificate şi mai ales descentralizate sunt necesare instrumente capabile să obţină rezultate rapide despre reţea, precum analizoarele de trafic. Investiţia propusă vizează achiziţionarea a 8 bucăți Ansamblu Analizoare trafic L2-7 cu 4 porturi SFP (multimode și singlemode), cu rol în diagnosticarea cu precizie a eventualelor disfuncționalități ale rețelei.

Securitatea rețelei IT&C - achiziționarea echipamentelor: sistem de stocare, firewall, switch internal links, switch infrastructure, switch PoE; Server, distribution router;Valoare estimată: 15.248.145 lei

În ceea ce privește securitatea rețelei IT&C, în prezent, chiar dacă există o serie de echipamente care asigură securitatea rețelei IT&C a Transelectrica, este necesară dotarea acesteia cu echipamente suplimentare pentru creșterea gradului de protecție și filtrare a informațiilor rău intenționate. În vederea asigurării unui nivel de securizare superior al rețelei IT&C a Transelectrica este necesară achiziționarea unei serii de echipamente IT care să filtreze traficul de date la nivelul rețelei, cu scopul eliminării informațiilor care prezintă un pericol de securitate, stochează informații pentru a asigura un backup permanent al informațiilor din cadrul companiei și asigură un flux de transfer de date constant. Aceste echipamente sunt necesare în principal în contextul atacurilor informatice tot mai frecvente, precum și în vederea asigurării unui backup.

Intreaga investiție va contribui la creşterea rezilienței SEN/RET, abordând blocajele care pot apărea la nivelul rețelei de transport a energiei electrice prin tratarea cauzelor legate de securitatea cibernetică prin:

reducerea riscurilor atacurilor cibernetice asupra infrastructurilor IT&C ale Transelectrica prin îmbunătățirea nivelului de pregătire logistică (dotare) cu echipamente și aplicații moderne, actualizate, mult mai puternice din punct de vedere al performanței informaționale (aspectul este crucial în condițiile actuale de război hibrid, pe toate planurile, inclusiv tehnologic, informatic etc., fiind obligatorie creșterea rezilienței sistemelor IT și de comunicații) și
asigurarea funcțiilor de continuitate a activității și recuperare în urma incidentelor (business continuity and disaster recovery) - aspect fundamental în condiții de război la granițe și risc crescut de atacuri;
realizarea comunicației și a interoperabilității cu entitățile din sistemul energetic românesc și cu operatorii de transport și sistem din cadrul ENTSO-E;
asigurarea rezilienței sistemului de comunicație la nivelul Transelectrica;
asigurarea funcțiilor de continuitate a activității și de recuperare în urma dezastrelor;
securitatea cibernetică pentru prevenirea atacurilor informatice care capătă o amploare din ce în ce mai mare în ultima perioadă, la nivel european, pe fondul războiului declanșat de Rusia asupra Ucrainei.

De asemenea, implementarea subinvestițiilor descrise mai sus vor avea ca rezultat cresterea nivelului de disponibilitate tehnică a infrastructurii critice de fibră optică de la 98% la 99,5%, cu impact asupra siguranţei în luarea deciziilor operative în procesul de gestionare a SEN de către Transelectrica, contribuind în mod direct la asigurarea stabilității și siguranței în funcționarea RET/SEN.

Investiţiile se vor implementa până în trimestrul II 2026, iar valoarea totala estimată va fi de 42.201.000 lei fără TVA.

SMART

Investiţia urmărește să reducă numărul şi durata evenimentelor accidentale, precum și a consecințelor acestora pentru asigurarea funcţionării SEN/RET, să adapteze acțiunile de mentenanţă la specificul si tehnologiile de fabricație ale noilor echipamente instalate în RET și să reducă numărul şi durata acţiunilor de mentenanţă preventivă – planificată, care presupune retragerea din exploatare a echipamentelor şi instalaţiilor ale Transelectrica şi a centralelor de producţie energie din surse regenerabile racordate la RET.

Echipamentele care vor fi achiziționate vor contribui la reducerea numărului și a perioadelor de intervenție la evenimentele accidentale din rețea, precum și a consecințelor acestora pentru asigurarea funcționării Rețelei Electrice de Transport și a Sistemului Energetic Național; reducerea numărului și duratei acțiunilor de mentenanță preventivă – planificate în stațiile Transelectrica și creșterea capacității de răspuns (prin reducerea perioadelor de intervenție la restabilirea alimentării cu energie electrică).

Aceste efecte pozitive vor consolida siguranța și stabilitatea SEN/RET, ceea ce contribuie la asigurarea securității alimentării cu energie electrică de către Transelectrica, în calitate de operator naţional de transport și sistem.

Existenţa unor servicii de mentenanţă puternice și de calitate este una dintre principalele premise în asigurarea Standardului de performanță RET și asigurarea unei alimentări constante cu energie electrică la nivelul întregii țări.

Dotarea SMART SA cu utilaje și echipamente moderne adecvate va avea efecte pozitive asupra calității serviciilor de mentenanţă furnizate RET. Acest lucru va avea un impact pozitiv asupra blocajelor care pot apărea la nivelul RET.

Investiția propusă are în vedere reducerea impactului acestor blocaje, urmărindu-se reducerea perioadelor de intervenție (prin mijloace de intervenție – utilaje, care să asigure accesul rapid și cu toate echipamentele necesare) și a numărului acestora prin achiziționarea de utilaje, utilaje pentru lucru la înălțime, lucrul sub tensiune (acest tip de intervenţie elimină scoaterea din functiune a echipamentului respectiv ceea ce determină eliminarea întreruperilor în alimentarea cu energie electrică) etc.

Investiția urmărește dotarea SMART S.A. cu echipamente şi utilaje de ultimă generaţie si cu cea mai curată tehnologie în domeniu, pentru asigurarea unor servicii de mentenanță la cele mai înalte standarde, pretabile pentru un operator de transport şi sistem, precum și digitalizarea serviciilor de mentenanță oferite infrastructurii energetice naționale, prin implementarea şi dezvoltarea de soluţii software. Produsele achiziționate vor fi noi și fi în concordanță cu principiile DNSH.

Investiția constă în:

dotarea SMART S.A. cu echipamente tehnologice (echipamente pentru controlul si monitorizarea liniilor electrice aeriene si a staţiilor electrice, instrumente pentru lucru sub tensiune, echipamente pentru măsurători şi determinări în laborator, echipamente pentru centrul de proiectare al SMART SA, echipamente pentru lucru la înălțime, echipamente tehnologice pentru intervenţii) adecvate pentru asigurarea serviciilor de mentenanţă a RET la cele mai înalte standarde de calitate,
digitalizarea serviciilor de întreținere furnizate de SMART SA pentru RET din România, prin implementarea și dezvoltarea de soluții software, care vor asigura în timp real transferul de informații (gestiune, baze de date, activitate/ programare revizii și lucrări, etc.) între sucursalele SMART S.A.

Noile echipamente vor permite utilizarea de către SMART S.A. a tehnologiei LST (Lucru sub tensiune), o tehnologie modernă care presupune că intervențiile la LEA și în stații se vor face fără scoaterea (deconectarea) acestora de sub tensiune, fapt care asigură continuitatea în alimentarea consumatorilor cu energie electrică.

I. Situaţia economică financiară conform cifre financiare OMFP 2844/2016

Rezultate consolidare

Rezultatele financiare ale activităţii Grupului au fost următoarele:

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024		25/24
Venituri operaţionale	2.931.301	4.695.331	▼	(38%)
Costuri operaţionale*	(2.468.669)	(4.246.032)	▼	(42%)
EBITDA	462.632	449.299	▲	3%
Amortizare	(196.971)	(179.106)	▲	10%
EBIT	265.661	270.193	▼	(2%)
Rezultat financiar	24.235	15.874	▲	53%
EBT	289.896	286.067	▲	1%
Impozit pe profit	(32.331)	(19.504)	▲	66%
REZULTAT NET	257.565	266.562	▼	(3%)

*Cheltuieli exploatare excluzând amortizarea

Mii lei	30 iunie 2025	31 decembrie 2024		25/24
Active imobilizate	6.346.201	6.277.384	▲	1%
Active circulante	3.791.662	4.548.158	▼	(17%)
ACTIVE TOTALE	10.137.863	10.825.542	▼	(6%)
Capitaluri proprii	5.885.750	5.907.116	▼	(0%)
Interese minoritare	-	-	-	-
Datorii pe temen lung	1.092.691	926.478	▲	18%
Datorii pe termen scurt	3.159.422	3.991.948	▼	(21%)
CAPITALURI PROPRII și DATORII	10.137.863	10.825.542	▼	(6%)

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024		25/24
Numerar net din activitatea operațională	488.970	318.722	▲	53%
Numerar utilizat în activitatea de investiții	(163.998)	(238.508)	▼	(31%)
Numerar utilizat în activitatea de finanțare	(7.702)	(40.121)	▼	(81%)
Diminuarea netă a numerarului și echivalentelor de numerar	317.270	14.515	▲	n/a
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie	707.174	526.900	▲	34%
Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul perioadei	1.024.444	1.248.589	▼	(18%)

În S1 2025 rezultatele Grupului au înregistrat o uşoară scădere în comparaţie cu aceeaşi perioadă a anului trecut, pe fondul diminuării veniturilor operaţionale cu 38%, în condiţiile scăderii cheltuielilor operaţionale (inclusiv amortizarea) cu 43%. Faţă de perioada anterioară rezultatul financiar a înregistrat un profit de 8.361 mii lei.

Situaţia poziţiei financiare OMFP 2844/2016

Situaţia consolidată a poziţiei financiare se prezintă astfel:

Mii lei	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Active imobilizate
Imobilizări corporale	5.996.434	5.915.254
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri	8.274	8.150
Imobilizări necorporale	296.607	313.147
Titluri puse în echivalenţă	3.605	-
Imobilizări financiare	41.281	40.833
Total active imobilizate	6.346.201	6.277.384
Active circulante
Stocuri Creanțe comerciale și alte creanțe	61.004 2.706.214	58.144 3.782.840
Impozit pe profit de recuperat	-	-
Numerar și echivalente de numerar	1.024.444	707.174
Total active circulante	3.791.662	4.548.158
Total active	10.137.863	10.825.542
Capitaluri proprii
Capital social	733.031	733.031
Prima de emisiune	49.843	49.843
Rezerve legale	146.606	146.606
Rezerve din reevaluare	1.539.096	1.596.896
Alte rezerve Rezultatul reportat	259.038 3.158.136	256.747 3.123.993
Total capitaluri proprii atribuibile proprietarilor
Grupului	5.885.750	5.907.116
Interese minoritare	-	-
Total capitaluri proprii	5.885.750	5.907.116
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	719.914	538.015
Împrumuturi pe termen lung	1.953	7.918
Alte Împrumuturi si datorii asimilate- Leasing clădire termen lung	1.564	1.604
Datorii privind impozitele amânate	253.101	257.169
Obligații privind beneficiile angajaților	116.159	116.159
Alte datorii pe termen lung	-	5.613
Total datorii pe termen lung	1.092.691	926.478
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	3.025.658	3.855.244
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire termen scurt	7.428	7.328
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	19.725	25.537
Împrumuturi pe termen scurt	37.871	32.641
Provizioane	35.917	35.953
Venituri în avans pe termen scurt	30.300	22.232
Impozit pe profit de plată	2.523	13.013
Total datorii curente	3.159.422	3.991.948
Total capitaluri proprii și datorii	10.137.863	10.825.542

Contul de profit şi pierdere OMFP 2844/2016

Situaţia contului de profit şi pierdere, la nivel de Grup, se prezintă astfel:

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024

Venituri din exploatare Venituri din serviciul de transport	1.118.580	985.278
Venituri din servicii de sistem	281.622	311.695
Venituri privind piața de echilibrare	1.490.519	3.229.089
Alte venituri	40.580	169.269
Total venituri din exploatare	2.931.301	4.695.331

Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	(358.073)	(355.201)
Cheltuieli privind piața de echilibrare	(1.490.940)	(3.229.286)
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice	(234.590)	(300.957)
Amortizare	(196.971)	(179.106)
Cheltuieli cu personalul	(263.416)	(238.154)
Reparații și mentenață	(25.331)	(25.486)
Cheltuieli cu materiale și consumabile Alte cheltuieli din exploatare	(11.185) (85.134)	(9.190) (87.759)
Total cheltuieli din exploatare	(2.665.640)	(4.425.139)

Rezultat din exploatare	265.661	270.192
Venituri financiare	55.131	20.072
Cheltuieli financiare	(30.751)	(4.198)
Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor	(145)	-
Rezultat financiar net	24.235	15.874

Rezultat înainte de impozitul pe profit	289.896	286.066
Impozit pe profit	(32.331)	(19.504)
Rezultatul exercițiului din operațiuni continue	257.565	266.562
REZULTATUL EXERCIȚIULUI Atribuibil: Proprietarilor Grupului	257.565	266.562
Intereselor Minoritare	-	-
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei/acțiune)	3,51	3,64

Fluxuri de trezorerie OMFP 2844/2016

Situaţia fluxurilor de trezorerie, la nivel de Grup, se prezintă astfel:

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profit/Pierdere netă	257.565	266.562
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant	458.775	427.132
Modificari în:
Stocuri	(2.319)	(4.390)
Clienți și conturi asimilate	1.072.943	(1.285.890)
Datorii comerciale și alte datorii	(1.177.919)	1.134.726
Titluri puse în echivalenţă Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	145 (5.811)	- (3.942)
Venituri în avans	184.137	51.086
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	529.951	318.722
Dobânzi plătite	(1.587)	(1.604)
Impozit pe profit plătit	(39.394)	(23.974)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	488.970	293.144
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de investiții
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale	(199.910)	(259.497)
Titluri de participare deţinute la GECO Power Company	(3.750)	-
Incasări din finanțare nerambursabilă CE	8.121	2.712
Dobânzi încasate	6.311	3.627
Incasări din vânzarea de imobilizări corporale	3.106	-
Dividende încasate/plătite	22.124	14.650
Alte active financiare	-	-
Numerar net utilizat în activitatea de investiții	(163.998)	(238.508)
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de finanțare
Rambursări împrumuturi pe termen lung	(11.999)	(11.981)
Utilizare linie de credit capital de lucru	6.686	-
Utilizare linie de credit Smart	4.274	(2.013)
Rambursări împrumuturi pe termen scurt	-	-
Plăți leasing clădire	(6.656)	(5.715)
Dividende plătite Numerar net utilizat în activitatea de finanțare	(7) (7.702)	(20.412) (40.121)
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie	707.174	526.900
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și
echivalentelor de numerar	317.270	14.515
Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul perioadei	1.024.444	541.415

Indicatori OMFP 2844/2016

Indicatori cifre consolidate OMFP 2844/2016	S1 2025
Totalul activelor	10.137.863 mii lei
Cifra de afaceri	2.890.721 mii lei

Indicatorii economico-financiari conform Regulamentului 5/2018 ASF

Indicatori	Formula de calcul	S1 2025
Indicatorul lichidităţii curente (x)	Active curente	1,20
	Datorii curente
Indicatorii gradului de îndatorare* (x):
(1) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100	0,83%
	Capital propriu
(2) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100	0,82%
	Capital angajat
Viteza de rotaţie clienţi (zile)	Sold mediu clienţi** x nr.zile	71,74
	Cifra de afaceri
Viteza de rotaţie active imobilizate (x)	Cifra de afaceri	0,46
	Active imobilizate

**Pentru Transelectrica s-au luat în considerare la calcularea soldului mediu clienții care au aport în cifra de afaceri (energie, echilibrare, alți clienți, clienți facturi de întocmit). Valorile corespunzătoare clienților: incerți, din mecanismul de cuplare pieţe, schema de cogenerare și supracompensarea, nu au fost incluse în soldul mediu.

II. Situaţia economică financiară conform cifre financiare IFRS-UE

Rezultate consolidare

Rezultatele financiare ale activităţii Grupului au fost următoarele:

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024		25/24
Venituri operaţionale	2.930.377	4.671.465	▼	(37%)
Costuri operaţionale*	(2.468.669)	(4.246.032)	▼	(42%)
EBITDA	461.708	425.433	▲	9%
Amortizare	(151.497)	(143.512)	▲	6%
EBIT	310.211	281.921	▲	10%
Rezultat financiar	24.235	15.874	▲	53%
EBT	334.446	297.795	▲	12%
Impozit pe profit	(39.459)	(21.381)	▲	85%
REZULTAT NET	294.987	276.414	▲	7%

*Cheltuieli exploatare excluzând amortizarea

Mii lei	30 iunie 2025	31 decembrie 2024		25/24
Active imobilizate	6.092.975	5.979.608	▲	2%
Active circulante	3.791.662	4.548.158	▼	(17%)
ACTIVE TOTALE	9.884.637	10.527.766	▼	(6%)
Capitaluri proprii	5.673.040	5.656.984	▲	0%
Interese minoritare	-	-	-	-
Datorii pe temen lung	1.052.175	878.834	▲	20%
Datorii pe termen scurt	3.159.422	3.991.948	▼	(21%)
CAPITALURI PROPRII și DATORII	9.884.637	10.527.766	▼	(6%)

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024		25/24
Numerar net din activitatea operațională	488.970	293.144	▲	67%
Numerar utilizat în activitatea de investiții	(163.998)	(238.508)	▼	(31%)
Numerar utilizat în activitatea de finanțare	(7.702)	(40.121)	▼	(81%)
Diminuarea netă a numerarului și echivalentelor de numerar	317.270	14.515	▲	n/a
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie	707.174	526.900	▲	34%
Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul perioadei	1.024.444	541.415	▲	89%

În S1 2025 rezultatele Grupului s-au îmbunatăţit în comparaţie cu aceeaşi perioadă a anului trecut, pe fondul scăderii cu 40% a cheltuielile operaţionale (inclusiv amortizarea), în condiţiile diminuării veniturilor operaţionale cu 37%. Faţă de perioada anterioară rezultatul financiar a înregistrat un profit de 8.361 mii lei.

Situaţia poziţiei financiare IFRS-UE

Situaţia consolidată a poziţiei financiare se prezintă astfel:

Mii lei	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Active imobilizate
Imobilizări corporale	5.996.434	5.915.254
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate	8.274	8.150
în leasing - clădiri
Imobilizări necorporale	43.381	15.371
Titluri puse în echivalenţă	3.605	-
Imobilizări financiare	41.281	40.833
Total active imobilizate	6.092.975	5.979.608
Active circulante
Stocuri	61.004	58.144
Creanțe comerciale și alte creanțe	2.706.214	3.782.840
Impozit pe profit de recuperat	-	-
Numerar și echivalente de numerar	1.024.444	707.174
Total active circulante	3.791.662	4.548.158
Total active	9.884.637	10.527.766
Capitaluri proprii
Capital social	733.031	733.031
Prima de emisiune	49.843	49.843
Rezerve legale	146.606	146.606
Rezerve din reevaluare	1.539.096	1.596.896
Alte rezerve	259.038	256.747
Rezultatul reportat	2.945.426	2.873.861
Total capitaluri proprii atribuibile proprietarilor Grupului	5.673.040	5.656.984
Interese minoritare	-	-

Total capitaluri proprii	5.673.040	5.656.984
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	719.914	538.015
Împrumuturi pe termen lung	1.953	7.918
Alte Împrumuturi si datorii asimilate- Leasing clădire termen lung	1.564	1.604
Datorii privind impozitele amânate	212.585	209.525
Obligații privind beneficiile angajaților	116.159	116.159
Alte datorii pe termen lung	-	5.613
Total datorii pe termen lung	1.052.175	878.834
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	3.025.658	3.855.244
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire
termen scurt	7.428	7.328
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	19.725	25.537
Împrumuturi pe termen scurt	37.871	32.641
Provizioane	35.917	35.953
Venituri în avans pe termen scurt	30.300	22.232
Impozit pe profit de plată	2.523	13.013
Total datorii curente	3.159.422	3.991.948
Total capitaluri proprii și datorii	9.884.637	10.527.766

Contul de profit şi pierdere IFRS-UE

Situaţia contului de profit şi pierdere, la nivel de Grup, se prezintă astfel:

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024

Venituri din exploatare Venituri din serviciul de transport	1.118.580	985.278
Venituri din servicii de sistem	281.622	311.695
Venituri privind piața de echilibrare	1.490.519	3.229.089
Alte venituri	39.656	145.403
Total venituri din exploatare	2.930.377	4.671.465

Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului Cheltuieli privind piața de echilibrare	(358.073) (1.490.940)	(355.201) (3.229.286)
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice	(234.590)	(300.957)
Amortizare	(151.497)	(143.512)
Cheltuieli cu personalul	(263.416)	(238.154)
Reparații și mentenață	(25.331)	(25.486)
Cheltuieli cu materiale și consumabile	(11.185)	(9.190)
Alte cheltuieli din exploatare	(85.134)	(87.759)
Total cheltuieli din exploatare	(2.620.166)	(4.389.544)

Rezultat din exploatare	310.211	281.921
Venituri financiare	55.131	20.072
Cheltuieli financiare	(30.751)	(4.198)
Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor	(145)	-
Rezultat financiar net	24.235	15.874

Rezultat înainte de impozitul pe profit	334.446	297.795
Impozit pe profit	(39.459)	(21.381)
Rezultatul exercițiului din operațiuni continue	294.987	276.414
REZULTATUL EXERCIȚIULUI Atribuibil:
Proprietarilor Grupului Intereselor Minoritare	294.987 -	276.414 -
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei/acțiune)	4,02	3,77

Fluxuri de trezorerie IFRS-UE

Situaţia fluxurilor de trezorerie, la nivel de Grup, se prezintă astfel:

Mii lei	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profit/Pierdere netă	294.987	276.414
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările
capitalului circulant	458.775	427.132
Modificari în:
Stocuri	(2.319)	(4.390)
Clienți și conturi asimilate	1.072.943	(1.285.890)
Datorii comerciale și alte datorii	(1.177.919)	1.134.726
Titluri puse în echivalenţă	145	-
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	(5.811)	(3.942)
Venituri în avans	184.137	51.085
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	529.951	318.722
Dobânzi plătite Impozit pe profit plătit	(1.587) (39.394)	(1.604) (23.974)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	488.970	293.144

Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de investiții
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale	(199.910)	(259.497)
Titluri de participare deţinute la GECO Power Company	(3.750)	-
Incasări din finanțare nerambursabilă CE	8.121	2.712
Dobânzi încasate	6.311	3.628
Incasări din vânzarea de imobilizări corporale	3.106	-
Dividende încasate/plătite	22.124	14.650
Alte active financiare	-	-
Numerar net utilizat în activitatea de investiții	(163.998)	(238.508)
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de finanțare
Rambursări împrumuturi pe termen lung	(11.999)	(11.981)
Utilizare linie de credit capital de lucru	6.686	-
Utilizare linie de credit Smart	4.274	(2.013)
Rambursări împrumuturi pe termen scurt	-	-
Plăți leasing clădire	(6.656)	(5.715)
Dividende plătite	(7)	(20.413)
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare	(7.702)	(40.121)
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie	707.174	526.900
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și echivalentelor de numerar	317.270	14.515
Numerar și echivalente de numerar la sfârșitul perioadei	1.024.444	541.415

Indicatori IFRS-UE

Indicatori cifre consolidate IFRS-UE	S1 2025
Totalul activelor	9.884.637 mii lei
Cifra de afaceri	2.890.721 mii lei

Indicatorii economico-financiari conform Regulamentului 5/2018 ASF

Indicatori	Formula de calcul	S1 2025
Indicatorul lichidităţii curente (x)	Active curente	1,20
	Datorii curente
Indicatorii gradului de îndatorare* (x):
(1) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100	0,86%
	Capital propriu
(2) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat x 100	0,85%
	Capital angajat
Viteza de rotaţie clienţi (zile)	Sold mediu clienţi** x nr.zile	71,74
	Cifra de afaceri
Viteza de rotaţie active imobilizate (x)	Cifra de afaceri	0,47
	Active imobilizate

EVENIMENTE IMPORTANTE

Fuziune prin absorbție TELETRANS SA

Prin Hotărârea nr.3 din data de 13 februarie 2025, Adunarea Generală Extraordinară a acționarilor TELETRANS SA, a decis în temeiul art.12 alin.(2) lit.f) din Actul Constitutiv al societății, fuziunea prin absorbție a S.C. Formenerg S.A. (în calitate de societate absorbită) cu societatea Teletrans S.A. (în calitate de societate absorbantă). S-a aprobat stabilirea datei de 31.12.2024 ca dată de referință a Fuziunii și a datei de 30.04.2025, ca dată efectivă a Fuziunii.

Semnare contract de credit TELETRANS SA

Adunarea generală a acționarilor a ratificat semnarea contractului de credit de tip overdraft nr. 20250116002, încheiat între TELETRANS S.A. și Banca Comercială Română S.A., înregistrat la TELETRANS S.A. cu nr. C2613/2025.

Numire Administratori SMART SA

Adunarea generală ordinară a acţionarilor SMART S.A., ţinută în temeiul prevederilor art. 121 din Legea societăţilor inr. 31/1990, republicată cu modificările şi completările ulterioare în data de 22 ianuarie 2025, a hotărât, (prin raportare la Hotărârea Adunării generale a acționarilor nr.18/2024) administratorii societății numiți pentru un mandat de. 4 (patru) ani, începând cu data de 23.12.2024, respectiv până la data de. 22.12.2028, următorii: Raluca Cristina ISPIR, având şi calitatea de

preşedinte al Consiliului de administraţie; Gheorghe BOLINTINEANU și Decebal BÄESCU.

Hotărârea nr. 3 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor TRANSELECTRICA SA

Adunarea generală ordinară a acționarilor Companiei întrunită în ședință în data de 1 aprilie 2025:

a aprobat stabilirea Programului de investiții pe exercițiul financiar 2025 și estimările pentru anii 2026 și 2027;
a aprobat Bugetul de venituri și cheltuieli al Companiei pe anul 2025, precum și estimările pentru anii 2026 și 2027
a aprobat reconfirmarea, conform art. 38 si art. 39 al OUG nr. 109/2011, cu modificarile si completările ulterioare, a punctului 10 al Hotararii AGOA nr. 3 din 29 aprilie 2024, respectiv: stabilirea, limitelor generale ale remunerației și celelalte beneficii ce vor fi acordate de către C.N.T.E.E. TRANSELECTRICA S.A. membrilor Directoratului, incluzând indemnizația fixă, indemnizația variabilă, precum și alte avantaje acordate acestora.

LITIGII

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

RAAN

În dosarul nr. 9089/101/2013, la data de 19.09.2013, Tribunalul Mehedinţi a dispus deschiderea procedurii generale a insolvenţei împotriva RAAN.

La data de 14.06.2016, s-a dispus deschiderea procedurii falimentului împotriva RAAN.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanţe: 2.162.138,86 lei + 16.951.117,14 lei.

Termen continuare procedură pentru încasare creanţe, valorificare bunuri şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare: 17.09.2025.

MUNICIPIUL REŞIŢA

Dosarul nr. 2494/115/2018**, înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin.

Suspendarea judecării cauzei s-a dispus pana la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3154/115/2018* al Tribunalului Caraş Severin.

În data de 10.10.2024 s-a stabilit în sarcina reclamantei şi pârâtei să plătească fiecare câte 1000 lei onorariu expert,.s-a dispus efectuarea unui supliment de expertiză.

Mun. Reşiţa a declarat apel. Fara termen fixat.

ANAF

În anul 2017 s-a finalizat Inspecția fiscală generală începută la sediul Transelectrica SA la data de 14.12.2011, control ce a vizat perioada decembrie 2005 – decembrie 2010.

Inspecţia fiscală generală a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.

Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr. 92/2003 privind Codul de procedură fiscală, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică din 08.02.2018. Document: Hotărâre nr.478/2018 din 08.02.2018.

CONAID COMPANY SRL

Conaid Company SRL a declarat appel cu termen de judecată fixat în data de 27.03.2025. La termenul din 27.03.2025 instanţa admite apelul. Anulează sentinţa civilă apelată şi trimite cauza primei instanţe, pentru soluţionarea fondului. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare.

OPCOM

Dosar nr. 22567/3/2019 - Obiectul dosarului: acţiune în pretenţii pe dreptul comun.

Solutia CAB conform Hotarâre nr.1532/12.10.2022: Respinge apelul ca nefondat. Obligă apelanta la plata către intimată a sumei de 11.325,21 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu recurs în 30 zile de la comunicare. Transelectrica a formulat recurs împotriva Deciziei civile nr.1532/12.10.2022 pronunţată de CAB. . In data de 19.09.2023 la ICCJ s-a admis recursul, s-a casat decizia 1532/12.10.2022 şi s-a transmis cauza spre o nouă judecată aceleiaşi instanţe. Definitivă. Hotărâre 1640/19.09.2023.

Dosar nou 22567/3/2019* cauza a fost transmisă spre rejudecare. La termenul din data de 18.02.2025, sa respins apelul ca nefondat. Apelanta-reclamantă a fost obligată la plata către intimata-pârâtă a sumei de 28.777,79 lei cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu drept de a formula recurs în termen de 30 de zile de la comunicare. Hotarâre 235/18.02.2025.

Dosar nr. 24242/3/2021 - Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a Civilă - Obiectul dosarului: Reclamanta OPCOM solicită constatare nulitate act – aport în natură.

CURTEA DE CONTURI

Transelectrica a declarat recurs respins ca nefondat în data de 23.01.2025. Hotarâre definitivă nr.288/2025.

Obiectul dosarului cu nr.2153/2/2021 este anularea actului administrativ emis ca urmare a controlului efectuat de CCR în perioada ianuarie-iulie 2020 prin care a dispus 10 măsuri de implementat de către Companie cuprinse în Decizia nr.15/2020.

• ALTELE

Compania a înregistrat ajustări pentru pierderi de valoare pentru clienții și alte creanțe în litigiu și pentru clienții în faliment.

Totodată, GRUPUL este implicat și în litigii cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, cu privire la contractele de mandat încheiate între Companie și aceștia. Pentru aceste litigii, Compania are constituit provizion.

Compania este implicată în litigii în contradictoriu cu Filiala SMART după cum urmează:

Dosar nr.51633/299/2021 - Tribunalul Bucuresti

Obiectul dosarului:

SMART SA a solicitat obligarea Transelectrica la plata sumei de 118 + TVA, reprezentând "cheltuieli cu servicii de asistență, angajate în contul Companiei precum şi la plata beneficiilor nerealizate (dobândă legală).

Stadiu dosar:

Solutia Judecatoriei Sector 3 Bucuresti: Respinge, ca neîntemeiată, cererea. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Document: Hotarâre 6134/21.06.2022.

La data de 02.11.2022 SMART SA a formulat apel impotriva Sentintei civile nr.6134/21.06.2022 pronuntata de Judecatoria Sector 3 Bucuresti. Dosarul a fost înregistrat pe rolul Tribunalului București.

La termenul din data de 11.09.2024 s-a respins apelul SMART, ca nefondat. Hotarâre nr. 4132/11.09.2024. SMART a declarat recurs.

Dosar nr.15561/3/2022 - Tribunalul Bucuresti

Obiectul dosarului:

SMART SA a solicitat obligarea Transelectrica la plata sumei de 4.467.108 lei referitor la executarea unui contract administrativ.

Stadiu dosar:

Solutia TMB: A fost admisă cererea de chemare în judecată. A fost obligată pârâta să plătească reclamantei suma de 4.467.108, 18 lei precum şi plata dobânzii legale penalizatoare aferentă sumei de 3.193.869 de la data de 21.12.2021 şi până la data plăţii efective. A fost obligată pârâta să plătească reclamantei cheltuieli de judecată constând în suma de 51.378, 78 lei cu titlu de taxa de timbru şi suma de 3.000 de lei cu titlu de onorariu de expert. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Document: Hotarâre 768/20.03.2025

Control Filiale

TELETRANS

Începând cu data de 24 martie 2025 Curtea de Conturi a României a desfășurat un control în cadrul Filialei Teletrans pentru verificarea modului de îndeplinire a măsurilor dispuse prin Decizia 7/22.06.2020 conform Legii nr.94/1992. Controlul se află în curs de desfăşurare.

SMART

ANAF a desfășurat un control în cadrul Filialei SMART pentru verificarea relaţiei comerciale cu societatea Express Oil Pick-up SRL finalizat cu emiterea procesului verbal nr. 60335/24.04.2025 înregistrat la sediul Filialei prin nr.2793/25.04.2025.

EVENIMENTE ULTERIOARE

Incident în rețeaua electrică de transport în zona de vest a țării

În gestionarea situației a fost stabilită o cooperare permanentă cu autoritățile competente și cu operatorul local de distribuție.

Sistemul Electroenergetic Național (SEN) funcționează în condiții de siguranță, fiind monitorizat în permanență de către Dispecerul Energetic Național.

Mobilizare pentru înlocuirea stâlpului avariat de pe Linia Electrică Aeriană 400 kV Gădălin – Roșiori

Transelectrica investește continuu în modernizare, mentenanță și extinderea rețelei.

Până în 2030 Transelectrica are în pregătire, în diferite etape sau în lucru, peste 740 de kilometri de noi linii electrice aeriene.

CNTEE TRANSELECTRICA SA

Societate administrată în sistem dualist

Situaţii Financiare Interimare Consolidate Simplificate la data ṣi pentru perioada de şase luni încheiată la 30 iunie 2025

Întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanţelor Publice nr. 2844/2016 cu modificările şi completările ulterioare pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară

în baza Standardului de Contabilitate 34 – "Raportare Financiară Interimară"

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIȚEI FINANCIARE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale		5.996.434	5.915.254
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri		8.274	8.150
Imobilizări necorporale		296.607	313.147
Titluri puse în echivalenţă		3.605	-
Imobilizări financiare		41.281	40.833
Total active imobilizate	4	6.346.201	6.277.384
Active circulante
Stocuri		61.004	58.144
Creanțe comerciale și alte creanțe	5	2.706.214	3.782.840
Impozit pe profit de recuperat		-	-
Alte active financiare		-	-
Numerar și echivalente de numerar	6	1.024.444	707.174
Total active circulante		3.791.662	4.548.158

Total active		10.137.863	10.825.542
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social		733.031	733.031
Prima de emisiune		49.843	49.843
Rezerve legale		146.606	146.606
Rezerve din reevaluare		1.539.096	1.596.896
Alte rezerve		259.038	256.747
Rezultatul reportat		3.158.136	3.123.993
Total capitaluri proprii atibuibile proprietarilor Grupului	7	5.885.750	5.907.116
Interese minoritare		-	-
Total capitaluri proprii		5.885.750	5.907.116

Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	8	719.914	538.015
Împrumuturi pe termen lung	9	1.953	7.918
Alte împrumuturi și datorii asimilate- Leasing clădire-termen lung	10	1.564	1.604
Datorii privind impozitele amânate		253.101	257.169
Obligații privind beneficiile angajaților		116.159	116.159
Alte datorii pe termen lung		-	5.613
Total datorii pe termen lung		1.092.691	926.478

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIȚEI FINANCIARE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	10	3.025.658	3.855.244
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire- termen scurt	10	7.428	7.328
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	12	19.725	25.537
Împrumuturi pe termen scurt	9	37.871	32.641
Provizioane	11	35.917	35.953
Venituri în avans pe termen scurt	8	30.300	22.232
Impozit pe profit de plată		2.523	13.013
Total datorii curente		3.159.422	3.991.948

Total datorii		4.252.113	4.918.426
Total capitaluri proprii și datorii		10.137.863	10.825.542

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A CONTULUI DE PROFIT ȘI PIERDERE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Venituri din exploatare
Venituri din serviciul de transport		1.118.580	985.278
Venituri din servicii de sistem		281.622	311.695
Venituri privind piața de echilibrare		1.490.519	3.229.089
Alte venituri		40.580	169.269
Total venituri din exploatare	14	2.931.301	4.695.331
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	15	(358.073)	(355.201)
Cheltuieli privind piața de echilibrare	15	(1.490.940)	(3.229.286)
Cheltuieli privind serviciile de sistem	15	(234.590)	(300.957)
Amortizare	16	(196.971)	(179.106)
Cheltuieli cu personalul	17	(263.416)	(238.154)
Reparații și mentenață		(25.331)	(25.486)
Cheltuieli cu materiale și consumabile		(11.185)	(9.190)
Alte cheltuieli din exploatare	18	(85.134)	(87.759)
Total cheltuieli din exploatare		(2.665.640)	(4.425.139)
Rezultat din exploatare		265.661	270.192

Venituri financiare		55.131	20.072
Cheltuieli financiare		(30.751)	(4.198)
Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor		(145)
Rezultat financiar net	19	24.235	15.874
Rezultat înainte de impozitul pe profit		289.896	286.066

Impozit pe profit	13	(32.331)	(19.504)
Rezultatul exercițiului din operațiuni continue		257.565	266.562
REZULTATUL EXERCITIULUI
Atribuibil:
Proprietarilor Grupului		257.565	266.562
Intereselor Minoritare		-	-
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei/acțiune)		3,51	3,64

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A CONTULUI DE PROFIT ȘI PIERDERE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Rezultatul exercițiului	257.565	266.562
Alte elemente ale rezultatului global Elemente care nu vor fi reclasificate în contul de profit și pierdere, din care: - Efectele impozitării aferente rezervei din reevaluare - Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale - Pierdere actuarială aferentă planului de beneficii determinate	(42) - -	(3.758) - -
Alte elemente ale rezultatului global (AERG)	(42)	(3.758)
Rezultatul global total	257.523	262.804

Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 11 august 2025:

Directorat,

Ștefăniță	Victor	Cătălin-Constantin	Cosmin-Vasile	Florin-Cristian
MUNTEANU	MORARU	NADOLU	NICULA	TĂTARU
Președinte	Membru	Membru	Membru	Membru
Directorat	Directorat	Directorat	Directorat	Directorat

Ana-Iuliana Dinu Director Direcţia Economică și Financiară Cristiana Zîrnovan

Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCIȚIUL FINANCIAR ÎNCHEIAT LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Capital Social	Prima de emisiune	Rezerve Legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultatul reportat	Atribuibil grupului	Interese minoritare	Total
Sold la 1 ianuarie 2025	733.031	49.843	146.606	1.596.896	256.747	3.123.993	5.907.116		- 5.907.116
Rezultatul global al periodei	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rezultatul exerciţiului Alte elemente ale rezultatului global	- -	- -	- -	- -	- -	257.565 -	257.565 -	- -	257.565 -
Recunoaşterea pierderii/profit actuarial aferent planului de beneficii	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Datoria privind impozitul amânat aferent rezervei din reevaluare	-	-	-	(42)	-	-	(42)	-	(42)
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	(42)	-	-	(42)	-	(42)
Total rezultat global al perioadei	-	-	-	(42)	-	257.565	257.523	-	257.523
Majorarea rezervei legale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat	-	-	-	(57.758)	-	57.758	-	-	-
Interese minoritare	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Alte elemente	-	-	-	-	-	(1.895)	(1.895)	-	(1.895)
Total alte elemente	-	-	-	(57.758)	-	55.863	(1.895)	-	(1.895)
Derecunoaşterea imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Subvenții aferente imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	2.291	-	2.291	-	2.291
Alte rezerve	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Distribuire dividende Total tranzacţii cu proprietarii	- -	- -	- -	- -	- 2.291	(279.285) (279.285)	(279.285) (276.994)	- -	(279.285) (276.994)

Sold la 30 iunie 2025	733.031	49.843	146.606	1.539.096	259.038	3.158.136	5.885.750		- 5.885.750

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCIȚIUL FINANCIAR ÎNCHEIAT LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Capital Social	Prima de emisiune	Rezerve Legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultatul reportat	Atribuibil grupului	Interese minoritare	Total
Sold la 1 ianuarie 2024	733.031	49.843	146.606	1.738.703	195.751	2.431.200	5.295.134	-	5.295.134
Rezultatul global al periodei	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rezultatul exerciţiului	-	-	-	-	-	580.108	580.108	-	580.108
Alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Recunoaşterea pierderii/profit actuarial aferent planului de beneficii	-	-	-	-	-	(414)	(414)	-	(414)
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Datoria privind impozitul amânat aferent rezervei din reevaluare	-	-	-	(6.014)	-	-	(6.014)	-	(6.014)
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	(6.014)	-	(414)	(6.428)	-	(6.428)
Total rezultat global al perioadei	-	-	-	(6.014)	-	579.694	573.680	-	573.680
Majorarea rezervei legale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat	-	-	-	(135.761)	-	135.761	-	-	-
Interese minoritare	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Alte elemente	-	-	-	-	-	(2.137)	(2.137)	-	(2.137)
Total alte elemente	-	-	-	(135.761)	-	133.624	(2.137)	-	(2.137)
Derecunoaşterea imobilizărilor de natura patrimoniului public prin înregistrarea HG nr. 615, 682 si 683 din 2019 prin care s-a modificat inventarul bunurilor din domeniul public	-	-	-	(31)	-	-	(31)	-	(31)
Subvenții aferente imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	60.996	-	60.996	-	60.996
Alte reserve	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Distribuire dividende	-	-	-	-	-	(20.525)	(20.525)	-	(20.525)
Total tranzacţii cu proprietarii	-	-	-	(31)	60.996	(20.525)	40.440	-	40.440
Sold la 31 decembrie 2024	733.031	49.843	146.606	1.596.896	256.747	3.123.993	5.907.116	-	5.907.116

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Profit/Pierdere netă	257.565	266.562

Ajustări pentru:
Cheltuiala cu impozitul de profit	32.331	19.504
Cheltuieli cu amortizarea Venituri din producţia de imobilizări necorporale (inclusiv	196.971	179.106
CPT suplimentar)	(924)	(23.866)
Cheltuieli cu ajustările pentru deprecierea creanțelor	2.132	19
comerciale
Venituri din reversarea provizioanele pentru deprecierea creanțelor comerciale	(218)	(2.057)
Pierderi din debitori diverși	1.724	2.918
Cheltuieli/Venituri nete cu ajustările pentru deprecierea	64	1.610
debitorilor diverși
Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea stocurilor	(606)	796
Profit/Pierdere din vânzarea de imobilizări corporale, net Cheltuieli nete cu ajustările de valoare privid imobilizările	(1.490)	4.383
corporale	-	-
Cheltuieli/Venituri privind provizioanele pentru riscuri și	(2.093)	(5.788)
cheltuieli, net
Cheltuieli financiare nete privind ajustările pentru pierderea de valoare a imobilizărilor	(178)	201
Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi și venituri
nerealizate din dif de curs valutar	(26.503)	(16.256)
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant	458.775	427.132

Modificări în:
Stocuri	(2.319)	(4.390)
Clienți și conturi asimilate	1.072.943	(1.285.890)
Datorii comerciale și alte datorii	(1.177.919)	1.134.726
Titluri puse în echivalenţă	145	-
Alte impozite şi obligaţii pentru asigurări sociale	(5.811)	(3.942)
Venituri în avans	184.137	51.086
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	529.951	318.722

Dobânzi plătite	(1.587)	(1.604)
Impozit pe profit plătit	(39.394)	(23.974)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	488.970	293.144

Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de investiţii
Achiziţii de imobilizări corporale şi necorporale	(199.910)	(259.497)
Titluri de participare deţinute la GECO COMPANY	(3.750)	-
Încasări din finanţare nerambursabilă CE	8.121	2.712
Dobânzi încasate	6.311	3.627
Încasări din vânzarea de imobilizări corporale	3.106	-
Dividende încasate/plătite	22.124	14.650
Numerar net utilizat în activitatea de investiţii	(163.998)	(238.508)

CNTEE TRANSELECTRICA SA OMFP 2844/2016 SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de
finanţare
Rambursări împrumuturi pe termen lung	(11.999)	(11.981)
Utilizare linie de credit capital de lucru	6.686	-
Utilizare linie de credit Filiale	4.274	(2.013)
Rambursări împrumuturi pe termen scurt	-	-
Plăţi leasing clădire	(6.656)	(5.715)
Dividende plătite	(7)	(20.412)
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare	(7.702)	(40.121)

Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	707.174	526.900
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și echivalentelor de numerar	317.270	14.515

Numerar şi echivalente de numerar la sfârşitul perioadei	1.024.444	541.415

1. DESCRIEREA ACTIVITAŢII SI INFORMAŢII GENERALE

Principala activitate a CNTEE Transelectrica SA ("Compania") și a filialelor sale (denumite împreună cu Compania, "Grup") constă în: prestarea serviciului de transport al energiei electrice și a serviciului de sistem, operator al pieței de echilibrare, administrator al schemei de sprijin de tip bonus, alte activități conexe. Aceste activități se desfășoară în conformitate cu prevederile licenței de funcționare nr. 161/2000 emisă de ANRE, actualizată prin Decizia ANRE nr. 1413/10.07.2024, a Condițiilor generale asociate licenței aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014, cu modificările și completările ulterioare și a certificării finale a Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergetic Naţional conform modelului de separare a proprietății ("ownership unbundling") prin Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015.

Adresa sediului social este: Strada Olteni nr. 2 – 4 sector 3, București, România. În prezent, activitatea executivului Companiei se desfășoară în cadrul sediului social din Strada Olteni nr. 2-4 sector 3, București.

Situațiile financiare consolidate la 30 iunie 2025 ale Grupului întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară cu modificările şi completările ulterioare, în baza Standardul Internaţional de Contabilitate 34 – "Raportarea financiară interimară", sunt disponibile la sediul social al Companiei situat în Strada Olteni nr. 2-4 sector 3, București.

Situațiile financiare consolidate ale Grupului întocmite la data de 30 iunie 2025 nu sunt auditate.

Prezentele Situații Financiare Consolidate întocmite la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 30 iunie 2025, cuprind informaţiile financiare ale Societății mamă și ale filialelor sale Smart SA și Teletrans SA, dar şi ale societăţii controlate în comun GECO Power Company.

STRUCTURA GRUPULUI

Companiile care intră în perimetrul de consolidare precum şi procentul participaţiilor deţinute de Companie sunt prezentate în continuare:

Entitatea	Ţara	30 iunie 2025	31 Decembrie 2024
	de origine	% participaţie	% participaţie

SMART SA	România	100%	100%
TELETRANS SA	România	100%	100%
GECO POWER COMPANY	România	25%	0%

SMART SA

Adresa sediului social este în B-dul Magheru nr. 33 sector 1 București și sediul central este la punctul de lucru B-dul Gheorghe Șincai nr. 3, Clădirea "Formenerg", et.1, sector 4 București.

Filiala are ca activitate principală efectuarea de revizii şi reparaţii la aparatură şi echipamente primare din reţelele electrice (astfel încât instalaţiile RET să funcţioneze în condiţii sigure la nivelul de performanţă cerut prin licenţă), remedierea incidentelor la instalaţii electrice, prestări de servicii în domeniul energetic, servicii energetice pentru sistemul energetic şi microproducţie de echipamente electrice. Societatea are 8 sucursale fără personalitate juridică.

Filiala oferă servicii profesionale la un nivel de performanţă ridicat, respectiv, mentenanţă, reparaţii, expertizări, consultanţă pentru:

Aparataj şi echipamente de joasă, medie, înaltă şi foarte înaltă tensiune pana la 750kV inclusiv,
Echipamente şi circuite de protecţii, automatizări, măsură, comandă control,
Transformatoare şi autotransformatoare de toate puterile şi toate tensiunile,
Linii electrice aeriene şi în cablu de toate nivelele de tensiune.

Capitalul social subscris şi vărsat la 30.06.2025 este de 38.529, Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele filialei SMART sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei. Acţiunile SMART sunt deţinute 100% de către Transelectrica.

TELETRANS SA

Adresa sediului social este în B-dul Hristo-Botev, nr. 16 – 18, sector 3, București și sediul central este la punctul de lucru din strada Str. Stelea Spătarul nr. 12, sector 3, București.

Filiala are un înalt nivel de competenţă în domenii cu un caracter profund de unicitate privind managementul sistemelor şi proceselor din industria energiei.

Rețele publice de comunicații electronice (începând cu data de 11.11.2004);
Servicii de comunicații electronice destinate publicului: (i) Servicii de linii închiriate și (ii) Servicii de comunicații electronice, altele decât telefonie și linii închiriate (începând cu data 01.07.2003);
Rețele și servicii private de comunicații electronice (începând cu data de 15.01.2003).
De asemenea, personalul TELETRANS beneficiază de certificări cu relevanță în operarea și administrarea sistemelor IT&C dedicate infrastructurilor critice.

Serviciile furnizate de Teletrans au fost în principal servicii de IT/Tc către Transelectrica, servicii de mentenanţă a sistemului de contorizare locală la nivelul staţiilor electrice ale Companiei, servicii de mentenanţă a sistemului de telecontorizare aferent pieţei angro de energie electrică şi servicii de telecomunicaţii prin comercializarea excedentului de capacităţi existente în infrastructura de comunicaţii de fibră optică.

Capitalul social subscris şi vărsat la 30.06.2025 este de 6.874, Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele filialei Teletrans sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei. Acţiunile TELETRANS sunt deţinute 100% de către Transelectrica.

În conformitate cu Hotărârea nr.3/13 februarie 2025, în temeiul art.12 alin.(2) lit.f) din Actul Consitutiv al societății Teletrans SA, Adunarea generală a acționarilor Societății a decis fuziunea prin absorbție a Societății Teletrans SA (în calitate de societate absorbantă) cu societatea Formenerg SA (în calitate de societate absorbită).

GECO POWER COMPANY

Societatea a fost înființată în concordanță cu:

Hotărârea nr.4 a Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor din data de 12 august 2024 prin care Adunarea generală extraordinară a acționarilor Companiei a aprobat participarea Companiei la capitalul social al unei noi societăți, alături de celelalte părți relevante desemnate la nivelul

Republicii Azerbaidjan, Georgiei, și Ungariei, cu excepția obiectului principal de activitate care va fi "Activități ale holdingurilor" activitate codificată CAEN 642, respectiv 6420,

Memorandumul de înțelegere prin care Părțile convin să depună eforturile necesare pentru a întreprinde demersurile privind înființarea unei societăți de tip Joint Venture, cu sediul în Romania, între Transelectrica, AzerEnerji JSC, Georgian State Electrosystem și MVM Zrt., semnat în data de 27 mai 2024 la București,
Memorandumul de înțelegere între ministerele de resort din România, Republica Azerbaidjan, Georgia, Romania și Ungaria privind cooperarea în domeniul energiei verzi, semnat în data de 21.11.2023 la Budapesta (Ungaria),
Memorandumul de înțelegere privind înființarea unei societăți de tip Joint Venture între entitățile relevante ale guvernelor Republicii Azerbaidjan, Georgorgiei, României și Ungariei semnat în data de 25.07.2023 la București, prin care Transelectrica este desemnată parte relevantă pentru România,
Acordul din 17 decembrie 2022 între guvernele Republicii Azerbaidjan, Georgiei, României și Ungariei privind Parteneriatul strategic în domeniul dezvoltării și transportului energiei verzi, luând în considerare inițiativa comună a Georgiei și a României pentru dezvoltarea și implementarea proiectului cablului submarin în Marea Neagră și studiul de fezabilitate în derulare pentru acest proiect care a început la 11 aprilie 2022, inițiat de Georgia la care s-a alăturat Romania și Republica Azerbaidjan,

Adresa sediului social este în Romania, București, Sector 3, Str. Olteni nr.2-4, etaj 3, camera 306, obiectul de activitate fiind Activități ale holdingurilor.

Capitalul social subscris si varsat al societății este de 15 mil lei, fiind împărțit într-un număr de 1.500.000 părți sociale cu o valoare nomială de 10 lei/parte socială

Capitalul social este detinut de către asociați astfel:

" AZERENERJI" Open Joint Stock Company, aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
JSC Georgian State Electrosystem, aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
MVM Energy Private Limited Liability Company aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
Compania Națională de Transport al Energiei Electice Transelectrica SA , aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%.

Misiunea Grupului

Misiunea Grupului este asigurarea siguranței și securității în funcționare a Sistemului Energetic Național (SEN), cu respectarea normelor și performanțelor prevăzute de reglementările tehnice în vigoare și prestarea unui serviciu public pentru toți utilizatorii rețelelor electrice de transport, în condiții de transparență, nediscriminare și echidistantă pentru toți participanții la piață.

2. BAZELE ÎNTOCMIRII

Declaraţie de conformitate

Situatiile Financiare Interimare Consolidate sunt prezentate în conformitate cu cerinţele IAS 34 Raportarea financiară interimară. Acestea nu includ toate informațiile necesare pentru un set complet de situații financiare în conformitate Standardele Internaționale de Raportare Financiară ("SIRF") şi trebuie să fie citite împreună cu Situaţiile Financiare Consolidate întocmite la data şi pentru exercitiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024, întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanţelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară ("OMFP nr. 2844/2016") cu modificările şi completările ulterioare. Cu toate acestea, anumite note explicative sunt incluse pentru a explica evenimentele și tranzacțiile care sunt semnificative pentru înțelegerea modificărilor survenite în poziția financiară și performanța Grupului de la ultimele

situații financiare anuale consolidate la data de și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

Utilizarea de estimări şi judecăţi

Raționamentele semnificative utilizate de către conducere pentru aplicarea politicilor contabile ale Grupului și principalele surse de incertitudine referitoare la estimări au fost aceleași cu cele aplicate situațiilor financiare consolidate la data de și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

3. POLITICI CONTABILE

Politicile contabile aplicate în aceste situații financiare interimare consolidate sunt aceleași cu cele aplicate în situațiile financiare consolidate ale Grupului la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

Bazele consolidării

(i) Filiale

Filialele sunt entităţi controlate de către Grup. Grupul deţine controlul asupra unei entităţi atunci când este expus la, sau are dreptul la câştiguri variabile ce rezultă din implicarea sa în entitate şi are capacitatea de a afecta aceste câştiguri prin puterea asupra entităţii. Situaţiile financiare ale filialelor sunt incluse în situaţiile financiare consolidate din momentul în care începe exercitarea controlului şi până în momentul încetării lui.

La data prezentului raport Transelectrica are în componență şase filiale, persoane juridice române, organizate ca societăţi pe acţiuni, din care este unic acţionar în următoarele: Formenerg, Teletrans, Smart, Icemenerg Service (filială care la data prezentei este radiată la ONRC), Icemenerg SA (Institutul de Cercetări şi Modernizări Energetice ICEMENERG SA - filială care la data prezentei este radiată la ONRC).

Dintre filialele Companiei societăţile filialele Smart și Teletrans sunt incluse în perimetrul de consolidare financiară a Grupului. La întocmirea situațiilor financiare consolidate, situațiile financiare ale societății-mamă și ale filialelor care urmează să fie consolidate sunt combinate linie cu linie prin adunarea elementelor similare de active, datorii, capitaluri proprii, venituri și cheltuieli. Situațiile financiare ar trebui să prezinte informații financiare despre Grup ca o singură entitate economică, eliminând astfel soldurile și tranzacțiile intragrup.

Nu au fost luate în considerare la întocmirea situaţiilor financiare consolidate:

filiala Formenerg întrucât conform legislației contabile aplicabile, impactul activităţii acesteia este considerat nesemnificativ pentru scopul consolidării,
filiala OPCOM întrucât administrarea se desfăşoară potrivit reglementărilor stabilite de ANRE, iar Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale acesteia.

Filiala FORMENERG este este o companie având ca obiect principal de activitate formarea profesională inițială și continuă, în toate domeniile de activitate, a personalului cu atribuții în domeniul energetic din toate sectoarele economiei naționale și a altor beneficiari, precum și activități de servicii hoteliere, servicii de închiriere și servicii de organizare de evenimente.

FORMENERG SA a fost înființată ca urmare a Hotărârii numărul 33/19.11.2001 a Adunării Generale a Acţionarilor – "Transelectrica" S.A., prin externalizarea activităţii Sucursalei de Formare şi Perfecţionare a Personalului din Sectorul Energetic. Capitalul social la 30.06.2025 este de 1.948 mii lei, vărsat integral, reprezentat prin 194.842 de acţiuni având o valoare nominală de 10 lei fiecare. Acţiunile FORMENERG sunt deţinute 100% de către Transelectrica.

Filiala ICEMENERG SERVICE – SA a fost axată pe proiectarea, producţia şi distribuţia de aparate de masură, conducere şi control destinate sistemului energetic, având certificare ISO 9001 si IQ NET de către SRAC ROMANIA, atestat ANRE. La data de 09.06.2017, Tribunalul Bucureşti, Sectia a VII-a Civilă, a dispus intrarea în faliment prin procedură simplificată a debitorului Societatea ICEMENERG SERVICE – SA, desemnând în calitate de lichidator judiciar provizoriu pe Solvendi SPRL.

În data de 27.04.2021 Administratorul Special al Filialei ICEMENERG Service SA informează asupra faptului că în data de 23.04.2021, în urma licitației desfășurate, activele societății Filiala ICEMENERG Service SA, atât cele mobile cât și cele imobile au fost valorificate în bloc, cumpărător fiind Portland Trust

Developements Five SRL.

În dosarul cu nr.18051/3/2017, conform Buletinului procedurilor de insolvență nr. 9152/26.05.2022, Tribunalul București – Secția a VII-a Civilă prin sentința civilă nr.2429 a aprobat raportul final al lichidatorului judiciar, iar în baza art.175 alin 2 din Legea nr.85/2014 privind procedurile de prevenire a insolvenței și de insolvență, a închis procedura insolvenței împotriva debitorului Societatea Filiala "Icemenerg-Service" SA prin radierea acesteia din Registrul Comerțului București. Companiei nu i-a fost comunicată sentiţa până la data de 30.06.2025.

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

Conform prevederilor legislației primare și secundare în vigoare, Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale "OPCOM" S.A. îndeplineşte rolul de administrator al pieţei de energie electrică, furnizând un cadru organizat, viabil şi eficient pentru desfăşurarea tranzacţiilor comerciale în cadrul pieţei angro de energie electrică și desfasoară activitaţi de administrare a pieţelor centralizate în sectorul gazelor naturale, în conditii de consecvenţă, corectitudine, obiectivitate, independenţă, echidistanţă, transparenţă şi nediscriminare.

Capitalul social subscris şi vărsat al societăţii OPCOM la 30.06.2025 este de 31.366 mii lei, Transelectrica participând la acea dată la capitalul social în calitate de acţionar majoritar. Structura acţionariatului este următoarea:

CNTEE Transelectrica SA 97,84%
Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului 2,16%.

Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale OPCOM, a cărei administrare este condusă potrivit reglementărilor stabilite de ANRE. Precizăm în cele ce urmează, elementele prevăzute de Standardul Internaţional IFRS 10, necesare a fi luate în considerare, în stabilirea exercitării controlului. Astfel conform IFRS 10 - un investitor controlează o entitate dacă și numai dacă investitorul deține toate din următoarele puncte:

a. puterea asupra entității în care are investiția

b. expunerea sau drepturile la randamente variabile de la implicarea sa cu entitatea în care s-a investit

c. capacitatea de a-și folosi puterea asupra entității investite pentru a afecta valoarea rentabilității investitorului.

(ii) Investiții în entitățile asociate și în asocierile în participație

Dacă Transelectrica deține, direct sau indirect (de exemplu, prin filiale), 20% sau mai mult din drepturile de vot ale entității în care a investit, se presupune că exercită o influență semnificativă, dar nu şi control asupra politicilor financiare şi operationale. Situaţiile financiare consolidate includ cota-parte a Grupului din rezultatele entităţilor asociate pe baza metodei punerii în echivalenţă.

Investițiile în acorduri comune, în care Grupul exercită controlul în comun cu alte entități, sunt recunoscute initial la cost și ulterior măsurată folosind metoda punerii în echivalență. Profiturile sau pierderile atribuibile Grupului sunt recunoscute în situațiile financiare consolidate atunci când începe controlul în comun și până la încetarea controlului respectiv.

Metoda punerii în echivalență este o metodă de contabilizare prin care investiția este inițial recunoscută la cost și ajustată ulterior în funcție de modificările post-achiziționare în cota investitorului din activele nete ale entității în care a investit. Profitul sau pierderea investitorului include cota sa din profitul sau pierderea entității în care a investit, iar alte elemente ale rezultatului global includ cota investitorului din celelalte elemente ale rezultatului global al entității în care a investit.

Compania nou înfiinţată GECO intră în perimetrul de consolidare, fiind o companie controlata în comun, de tip Join Venture. Astfel situaţiile financiare consolidate include cota-parte a Grupului din rezultatele societăţii GECO pe baza metodei punerii în echivalenţă. Deoarece titlurile societății GECO sunt dobândite în momentul înființării sale, nu s-a înregistrat fond comercial.

(iii) Pierderea controlului

La pierderea controlului, Grupul derecunoaşte activele şi datoriile filialei, orice interese care nu controlează şi alte componente ale capitalurilor proprii atribuibile filialei. Orice surplus sau deficit rezultând din pierderea controlului este recunoscut în contul de profit şi pierdere. Dacă Grupul păstrează orice interes în fosta filială, atunci acest interes este evaluat la valoarea justă de la data în care controlul este pierdut. Ulterior acest interes este contabilizat prin metoda punerii în echivalenţă sau drept un activ financiar disponibil pentru vânzare în funcţie de gradul de influenţă păstrat.

(iv) Tranzacţii eliminate la consolidare

Soldurile și tranzacţiile în cadrul Grupului, precum şi orice venituri sau cheltuieli nerealizate rezultate din tranzacţii în cadrul Grupului sunt eliminate la întocmirea situaţiilor financiare consolidate. Profiturile nerealizate aferente tranzacţiilor cu entitaţile asociate contabilizate prin metoda punerii în echivalenţă sunt eliminate în contrapartidă cu investiţia în entitatea asociată în masura interesului Grupului în entităţile asociate. Pierderile nerealizate sunt eliminate în acelaşi fel ca și câstigurile nerealizate, însă numai în masura în care nu există indicii de depreciere a valorii.

4. IMOBILIZĂRI CORPORALE, NECORPORALE ȘI FINANCIARE

a) Imobilizări corporale

Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 kV București Sud – 43.410;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în Stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și 400/220/110/20 kV Bradu – 26.430;
Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu 26.405;
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (H.CA nr. 17/2007) 15.009;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 8.905;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Reşiţa Timişoara Săcălaz Arad Etapa I LEA 400 kV s.c. Porţile de Fier - (Anina) – Reşiţa – 8.322;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 7.866;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 7.535;
Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montare de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 5.274;
Rel/prot. rețea înaltă tensiune 400 kV LEA 400 kV s.c Urechești-Domnești și LEA 400 kV s.c Brazi Vest-Domnești la intersecția cu Autostrada de Centură București-KM 0+000, KM 100+900, Lotul 3, Sector1, KM 85+300, KM 100+765 - Centura Sud, Sector 2, KM:0+00 – 3.088;
Înlocuirea componentelor hardware, actualizarea și dezvoltarea aplicațiilor specifice ale Platformei Pieței de Echilibrare - II DAMAS, componenta achiziție servicii de migrare și upgrade, aplicații specifice Pieței de Echilibrare – 2.724;
Trecerea la 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest Teleajen Stâlpu, inclusiv achiziție AT 400 MVA 400/220/20 kV, lucrări de extindere stațiile 400 kV și 220 kV aferente, în Stația 400/220/110 kV Brazi Vest – 2.240.

În semestrul I 2025, cele mai mari transferuri din imobilizări corporale în curs la imobilizări corporale, în sumă de 319.517 sunt reprezentate în principal de punerea în funcţiune a obiectivelor de investiţii, din care enumerăm pe cele mai semnificative:

Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Reșița Timișoara Săcălaz Arad Etapa I LEA 400kV s.c. Porțile de Fier - (Anina) – Reșița – 176.795;
Creșterea siguranței în funcționare a zonei de rețea Argeș-Vâlcea, realizarea Stației 400 kV Arefu și montarea unui AT 400 MVA, 400/220 kV – 83.360;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan (Etapa I de finanțare) 30.738;
Mărirea capacității de transport a LEA 220 kV Stejaru Gheorgheni Fântânele 14.832;
Optimizarea funcționării LEA 400kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 4.765;
Înlocuire instalație interioară de încălzire și climatizare clădire administrativă sediul U.T.T Bucuresti (S.F+P.T+C.S) – 2.719;
Eliberarea amplasamentului și realizarea condițiilor de coexistență între drum de legatură DN 69 cu A1 și LEA 220 kV Arad - Calea Aradului – 1.927;
Cumpărarea cotei-parți de 49,6% deținută de către Smart SA din imobilul "Centru de Instruire Păltiniș" 1.703;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa I Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400 kV Stupina – 955;
Racordare la RED Centrală Electrică Fotovoltaică CEF Cristești, comuna Cristești, jud. Mureș 488;
Înlocuire baterii de acumulatori nr. 1 și nr. 2 220 V c.c. și 220 kV din Stația 400/220/110 kV Slatina 773;
Extinderea sistemului Wi-Fi acces rețea proprie și internet 374;
Reglementarea coexistenței între LEA 400 kV Bradu-Brașov în deschiderea stâlpilor nr. 314 nr. 315 și drumul național DN73F km 0+000-8+450 – 358;
Grup electrogen mobil 110 KVA la STT Sibiu 81;
Parc Fotovoltaic 1,955 MW, NC39234, localitatea Ciprian Porumbescu, jud. Suceava Lucrări de întărire RED în instalaţiile CNTEE Transelectrica SA – 80;
Realizarea condițiilor de coexistență aferente obiectivului "Racordarea LEA 110 kV Gutinaș Focșani Nord în Stația 110 kV Mărășești și organizare de șantier cu LEA 400kV Gutinaș – Smârdan" – 70.

Soldul imobilizărilor corporale în curs de execuţie la 30 iunie 2025, în sumă de 836.630, este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 281.732;
Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu 66.226;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și Bradu – 58.786;
Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 kV București Sud – 58.616;
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (H.CA nr. 17/2007) 50.083;
Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46.885;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 43.468;
Retehnologizarea Stației 400/110/20 kV Smârdan 39.809;
Staţia 400 kV Stâlpu 38.333;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Medgidia Sud 26.706;
Retehnologizarea Stației 110 kV Timișoara și Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Anina - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad, etapa II: Stația 400 kV Timișoara – 9.399;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 8.563;
LEA 400 kV Gădălin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN (H.CA nr. 7/08.07.2010) 8.524.388;
Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montare de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 7.149;
Relocare rețele electrice de înaltă tensiune LEA 400 kV(220 kV) Gutinaș Focșani Vest circuit comun cu LEA 400 (220) kV Focșani Vest-Barboși și Autostrada Buzău –Focșani - Proiectare Execuție – 5.329;
Trecerea la 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest Teleajen Stâlpu, inclusiv achiziție AT 400 MVA 400/220/20 kV, lucrări de extindere stațiile 400 kV și 220 kV aferente, în Stația 400/220/110 kV Brazi Vest – 5.290;
Relocare rețelelor 220 kV pentru Autostrada de centură București, KM 0+000 KM 52+770, LOT 4 KM 47+600 - KM 52+070 – 4.530;
Modernizarea instalațiilor de 110 kV și 400 (220 kV) din Stația Focșani Vest 4.513;
LEA 400 kV Suceava Bălți, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României 4.475;
Sistem integrat de securitate la staţii electrice, etapa IV 4.278;
Implementarea funcțiilor noi și modificărilor software în sistemul informatic EMS SCADA pentru punerea în aplicare a cerințelor legislative europene și nationale – 4.251;
Centru de cercetare și dezvoltare a tehnologiilor de lucru sub tensiune (LST) și intervenție rapidă în SEN - etapa II – 4.178;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier Reşiţa Timişoara Săcălaz Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Resița - Timișoara – Săcălaz – 3.853;
Extindere cu noi funcţionalităţi a sistemului de control şi evidenţă informatizată a accesului în obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3.201;
Rel/prot. rețea înaltă tensiune 400 KV-LEA 400 KV s.c Urechești-Domnești și LEA 400 KV s.c Brazi Vest-Domnești la intersecția cu Autostrada de Centură București-KM 0+000, KM 100+900, Lotul 3, Sector1, KM 85+300, KM 100+765-Centura Sud, Sector 2, KM:0+00 – 3.088;
Celule mobile de 110 kV, 220 kV și 400 kV 3.016;
Sistem integrat de securitate la stații electrice, etapa III (H.CA nr. 2/2008) 2.798;
Modernizare Stație 220/110 kV Calafat 2.777;
Proiect Pilot Retehnologizare Staţia 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de staţie digitală 2.625;
Deviere LEA 110 kV Cetate 1 si 2 în vecinatatea Stației 110/20/6 kV Ostrovul Mare 2.578
Racordarea la RET a CEE Dumești 99 MW și CEE Românești 30 MW, județul Iași, prin realizarea unei celule de linie 110 kV în Stația electrică 220/110 kV Fai – 2.546;
Racordare la rețeaua electrică de interes public a locului de producere CEF 7.5 MW Anasun Energy SRL amplasată în zona loc. Ulmi - Jud. Dâmbovița – 2.202.

b) Imobilizări necorporale

Imobilizări necorporale în curs de execuție

Soldul imobilizărilor necorporale în curs de execuţie la 30 iunie 2025, în sumă de 27.801, este reprezentat de proiectele aflate în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

Modernizarea sistemului de mesagerie electronică în cadrul CNTEE Transelectrica SA 12.854;
Dezvoltare software dedicat, necesar determinării cantităților de rezerve utilizând metoda probabilistică – 5.940;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 3.013;
Dezvoltare platforma MARI 2.532;
Program pentru calculul off-line al curenților de scurtcircuit, verificarea reglajelor protecțiilor, determinarea echivalenților de sistem și simularea scenariilor de defect în rețele electrice - 2.570.

În semestrul I 2025 s-au înregistrat transferuri din imobilizări necorporale în curs la imobilizări necorporale în sumă de 13.207 lei, din care cele mai importante sunt:

Înlocuirea componentelor hardware, actualizarea și dezvoltarea aplicațiilor specifice ale Platformei Pieței de Echilibrare - II DAMAS, componenta achiziție servicii de migrare și upgrade, aplicații specifice Pieței de Echilibrare – 11.539;
Program off-line pentru realizarea modelelor individuale de rețea, calcul regim permanent, calcul capacitate transfrontalieră, modul de conversie format CGMES (cf. cerințe ENTSO-E), în vederea programării și funcționării SEN pe diverse orizonturi de timp – 1.117.

Imobilizări necorporale – CPT suplimentar

338.527 pentru anul 2022;
13.735 pentru anul 2023;
102.020 pentru anul 2024;
924 pentru trimestrul I 2025.

La 30 iunie 2025, aferentă acestor capitalizări este calculată o amortizare în sumă de 201.980. Astfel, valoarea contabilă a imobilizării necorporale rezultată din capitalizarea CPT-ului suplimentar este în sumă de 253.226.

Precizăm că acest venit este de natură nemonetară, încasarea acestuia urmând a fi realizată de Companie în mod eşalonat prin tariful de transport în următorii cinci ani de la data capitalizării (2024- 2029) în conformitate cu prevederile legislative incidente.

c) Imobilizări financiare

Soldul imobilizărilor financiare la 30 iunie 2025 în valoare de 41.281, este reprezentat, în principal:

de acțiuni deținute de Companie, valoarea netă a acestora este de 37.677;
de garanții pentru ocuparea temporară a terenului, calculate și reținute în conformitate cu art. 39 alin. (1), alin. (2) și alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, în vederea realizării obiectivelor de investiții, astfel:
- LEA 400 kV Reșița Pancevo (Serbia) în sumă de 4.200;
- LEA d.c. 220 kV Ostrovu Mare RET în sumă de 209.

În martie 2025, Compania participă cu un aport de 25% la capitalul social al Geco Power Company Green Energy Corridor Power Company - Societate cu răspundere limitată, conform rezoluției Directoratului nr. 7516/ 05.03.2025, în valoare este de 3.750.

Asociaţii fondatori ai companiei de proiect sunt CNTEE Transelectrica SA, JSC Georgian State Electrosystem, "AZERENERJI" Open Joint Stock Company şi MVM Energy Private Limited Liability Company. Compania asigură implementarea proiectului Green Energy Corridor, un cablu submarin de înaltă tensiune în curent continuu, de 1.200 km, care va traversa Marea Neagră şi va conecta România şi Georgia, conexiunea fiind prelungită şi în Ungaria şi Azerbaidjan, în conformitate cu acordul între Guvernele statelor Azerbaidjan, Georgia, România și Ungaria.

d) Imobilizări aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing

Contractul nr. C232 intrat în vigoare cu 01.10.2020, valabil pe o perioadă de 5 ani, are valoarea de 9.000.000 euro (fără TVA).

La data de 30 iunie 2025, valoarea contabilă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum este în sumă de 6.376.255 lei.

Pentru acest contract, Compania achită un cuantum lunar de 16.67 euro/mp (fără TVA) pentru închirierea spaţiilor de birouri, rezultând o valoare anuală de cca. 1,8 mil. euro.

Smart SA are încheiat un contract de închiriere care constă în închirierea clădire birouri, în suprafață de 449,75 mp clădirea Formenerg din b-dul Gheorghe Șincai nr.3, cu o valoare de 53.970 euro/an în cuantum de 10 euro/mp reprezentând 4.497,5 euro/lună, cu act aditional de prelungire până la sfârşitul anului 2025.

Teletrans SA are încheiat un contract de închiriere care constă în închirierea clădire, teren aferent și curte imobil, în suprafață estimată de 1080 mp închiriabili și curte în folosință exclusivă de 196 mp situat în strada Stelea Spătaru nr.12, cu act adiţional semnat în timpul anului pentru prelungire până în iulie 2028. Actul aditional implica o crestere a chieriei de la 8.600 euro/lună la 9.460 euro/luna, iar din anul 3 de contract valoarea chiriei se va indexa anual cu indicele HICP.

La 30 iunie 2025, valoarea netă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de filiale în clădirile respective de birouri este 1.898.

5. CREANȚE COMERCIALE ȘI ALTE CREANȚE

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, creanțele comerciale și alte creanțe se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Creanţe comerciale Alte creanţe Avansuri catre furnizori	2.185.244 250.410 286.934	2.708.161 233.647 769.896
TVA de recuperat	184.593	272.236
Ajustari pentru deprecierea creanţelor comerciale incerte	(127.875)	(128.066)
Ajustări pentru deprecierea altor creanţe incerte	(73.092)	(73.033)
Total	2.706.214	3.782.840

Structura creanțelor comerciale se prezintă astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Clienţi – piaţa de energie din care:	2.174.610	2.698.954
- clienti - activitate operaţională – energie	1.412.605	1.898.742
- clienti - piaţa de echilibrare	641.310	667.862
- clienti - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă	120.695	132.351
Clienţi din alte activităţi	10.634	9.206
Total creanţe comerciale	2.185.244	2.708.161

• CNTEE Transelectrica SA desfășoară activitățile aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, în calitate de administrator al schemei de sprijin, în conformitate cu prevederile HGR nr. 1215/2009 cu completările și modificările ulterioare, "principalele atribuții fiind de colectare lunară a contribuției pentru cogenerare și plata lunară a bonusurilor".

La data de 30 iunie 2025, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 120.695, reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, din care:

supracompensare pentru perioada 2011-2013 în sumă de 76.702, respectiv de la RAAN 63.467 și CET Govora SA - 13.235;
bonus necuvenit pentru 2014, în sumă de 3.915, respectiv de la RAAN 1.981, CET Govora 1.934;
bonus necuvenit pentru 2015, în sumă de 564, respectiv de la CET Govora 534, Interagro 30;
bonus necuvenit pentru 2020, în sumă de 522 de la Donau Chem;
bonus necuvenit pentru 2024, în sumă de 0,094 de la Municipiul Iaşi;
contribuție pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, în sumă de 20.510, respectiv de la: Transenergo Com – 5.882, Petprod - 4.391, Romenergy Industry – 2.681, RAAN - 2.386, UGM Energy – 1.504, CET Govora – 901, KDF Energy – 474 și alții.

Până la data prezentei raportări financiare, Compania a încasat toate creanțele aferente supracompensării activității privind schema de sprijin pentru anul 2024, suma de 8.601, de la Contourglobal Solutions, precum și suma de 8.401 din bonusul necuvenit stabilit prin Decizii ANRE pentru anul 2024, de la următorii producători: Bepco SRL, Electro Energy Sud, Electrocentrale București, Electrocentrale Craiova, Electroutilaj SA, Municipiul Iaşi, Soceram SA, Termoficare Oradea, Thermoenergy Group şi Vest Energo.

Pe rolul Tribunalului Mehedinți – Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 9089/101/2013/a140, având ca obiect "pretenții suma de 86.513", dosar în care Compania are calitatea de reclamantă, pârata fiind Regia Autonomă pentru Activități Nucleare – RAAN.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de Transelectrica SA, aceasta a solicitat obligarea pârâtei RAAN la plata sumei de 86.513.

Precizăm de asemenea că, prin încheierea din data de 18.09.2013, pronunțată de Tribunalul Mehedinți, în dosarul nr. 9089/101/2013, s-a dispus deschiderea procedurii generale de insolvenţă împotriva debitoarei Regia Autonomă pentru Activități Nucleare R.A. (RAAN).

Odată cu depunerea declarației de creanță, în procedura falimentului RAAN, CNTEE Transelectrica SA poate invoca prevederile art. 52 din Legea nr. 85/2006, aplicabilă procedurii falimentului RAAN, prevederi preluate de art. 90 din Legea nr. 85/2014, privind dreptul creditorului de a invoca compensarea creanței sale cu cea a debitorului asupra sa, atunci când condițiile prevăzute de lege în materie de compensare legală sunt îndeplinite la data deschiderii procedurii. Transelectrica a fost înscrisă în tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.265, în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului. Din suma solicitată de Companie, 89.361, nu a fost înscrisă în tabelul preliminar de creanțe suma de 78.096, pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN". Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096 este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013.

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

Soluția Tribunalului Mehedinți: "Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta RAAN la plata către reclamant Transelectrica a sumei de 16.950 creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. Obligă pârâta să plătească reclamantei 1000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată azi 20.06.2019 în şedinţă publică". Document: Hotarâre 163/2019 20.06.2019.

În data de 26.03.2020, termenul de judecată a fost preschimbat, următorul fiind în data de 21.05.2020.

La termenul de judecată din data de 03.02.2021, ICCJ a admis excepția tardivității cererii de revizuire și nu s-a mai pronunțat asupra inadmisibilității acesteia.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanțe: 2.162 + 16.951.

Termen continuare procedură pentru încasare creanțe, valorificare bunuri și îndeplinirea celorlalte operațiuni de operațiuni de lichidare: 17.09.2025.

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

În aceste condiții, Compania aplică dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/2013 pentru datoriile și creanțele reciproce născute ulterior procedurii insolvenței, în sensul reținerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurența sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei. Transelectrica a fost înscrisă în Tabelul preliminar și în cel definitiv cu o creanță în valoare totală de 28.200, din care suma de 25.557 este aferentă schemei de sprijin. Menționăm faptul că, această creanță în sumă de 21.962 lei, reprezentând debit principal și penalități aferente facturii nr. 8116/08.04.2016 este înscrisă sub condiția suspensivă a pronunțării unei hotărâri judecătorești definitive în favoarea ANRE în dosarul nr. 2428/2/2014 aflat pe rolul Curții de Apel București, având ca obiect anularea deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014.

La termenul din data de 18.07.2018, Tribunalul Vâlcea a pronunțat următoarea soluție:

- Fixează termen de fond pentru continuarea procedurii la data de 8 oct.2018.

Prin Decizia nr. 766/03.12.2018, Curtea de Apel Pitești a anulat suma de 28.014 – reprezentând obligație înscrisă de Companie în Tabloul Creditorilor (Dosarul nr. 1396/90/2016).

În aceste condiții, Compania a inclus suma de 22.188 aferentă schemei de sprijin în contul debitori diverși, analitic distinct - ANRE, cu impact în poziția netă a schemei de sprijin.

Suma de 22.188 reprezintă creanța de încasat de la CET Govora aferentă schemei de sprijin (în suma de 25.557), corectată cu bonusul reținut de Companie conform art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, în sumă de 3.369.

Totodată, se prelungește și închiderea financiară a schemei de sprijin și se va efectua în primul semestru al anului 2034.

Alte creanțe

La data de 30 iunie 2025, alte creanțe în sumă de 250.410 includ în principal:

debitori diverși (116.938), din care:
- penalități de întârziere la plată calculate clienților rău platnici, în sumă de 80.286 (din care suma de 25.854 reprezintă penalități aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalități de întârziere la plată au fost înregistrate de clienții: Romelectro (24.464), RAAN (16.901), Electromontaj (11.471), CET Govora (9.607), OPCOM (4.301), Total Electric Oltenia (3.289), Multiservice G&G SRL (2.162), Petprod (1.894), ISPE Proiectare şi Consultanţă (1.068), GE Digital Services Europe (835). Pentru penalitățile calculate pentru plata cu întârziere a creanțelor din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
- compensații datorate de furnizori pentru nelivrarea energiei electrice: Arelco Power (988), Enol Grup (2.541) şi Next Energy Partners (8.395). Pentru compensațiile datorate de furnizorii din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
- creanța de recuperat de la OPCOM reprezentând TVA-ul aferent aportului în natură la capitalul filialei în sumă de 4.517.
sume primite cu caracter de subvenţie (62.089), din care 38.114 aferentă contractelor de racordare la RET;
cheltuieli înregistrate în avans în sumă de 24.689 reprezentate în principal de: taxa pe stâlp (10.910) cotizații interne şi internaţionale (4.041), impozite şi taxe aferente anului 2025 (2.118), CPT (1.932), contribuție anuală ANRE aferentă anului 2025 (1.336), polițe asigurări (1.107), chirie și mentenanță clădire birouri (755) și altele;
alte creanțe sociale în sumă de 5.673 reprezentând concedii medicale achitate de angajator salariaților și care urmează a fi recuperate de la Casa Națională de Asigurări de Sănătate, conform legislației în vigoare.

Avansuri către furnizori

La 30 iunie 2025, avansurile achitate către furnizori sunt reprezentate de furnizori debitori pentru prestări servicii în sumă de 286.934 și reprezintă, în principal, sume din tranzacțiile aferente mecanismului de cuplare prin preț (ICP – Interim Coupling Project, SIDC - Single Intraday Coupling, SDAC - Single Dayahead Coupling și IDA - "IntraDay Auction") (MAVIR – 201.011, IBEX – 70.195 şi JAO – 15.510).

În cadrul mecanismului de cuplare prin preț a piețelor pentru ziua următoare, bursele de energie electrică corelează, pe bază de licitații, tranzacțiile cu energie electrică pentru ziua următoare ținând seama de capacitatea de interconexiune pusă la dispoziție de OTS prin care se realizează alocarea implicită a acesteia. CNTEE Transelectrica SA, în calitate de OTS, transferă energia electrică, atât fizic, cât și comercial, către vecini (MAVIR-Ungaria) și administrează veniturile din congestii pe interconexiunea respectivă (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar în relație cu OPCOM SA și Bursa Română de Mărfuri SA - BRM SA (începând cu noiembrie 2024) are calitatea de Participant Implicit la Piața Zilei Următoare.

În calitate de Agent de Transfer și de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA și MAVIR.

Mecanismul unic de cuplare a piețelor intrazilnice asigură armonizarea continuă a ofertelor de vânzare și cumpărare a participanților la piața dintr-o zonă de ofertare cu oferte de vânzare și cumpărare din interiorul propriei zone de ofertare și din orice altă zonă de ofertare unde este disponibilă capacitate

transfrontalieră.

În calitate de Agent de Transfer, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA, MAVIR și IBEX.

Data de 28 octombrie 2021 a reprezentat startul noii cuplări de succes SDAC Single Day-ahead Coupling, rezultatul cooperării dintre Operatorii Desemnați ai Pieței de Energie Electrică (OPEED) și Operatorii de transport și sistem (OTS) din Bulgaria și România, respectiv IBEX EAD, OPCOM SA, ESO EAD și CNTEE Transelectrica SA. Scopul SDAC este de a crea o piață de energie pan-europeană unică transfrontalieră pentru ziua următoare. O piață pentru ziua următoare integrată crește eficiența generală a tranzacționării prin promovarea concurenței efective, creșterea lichidității și permiterea unei utilizări mai eficiente a resurselor de producere în întreaga Europă.

În calitate de agent de transfer pentru zona de ofertare a României, CNTEE Transelectrica SA are rolul de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA și IBEX.

Lansarea cuplării pieței de energie pe bază de fluxuri în regiunea Core, în data de 08 iunie 2022, a reprezentat tranziţia de la mecanismul de cuplare ICP– Interim Coupling Project la FBMC – Flow Based Market Coupling, optimizând piața europeană de energie electrică pentru 13 țări: Austria, Belgia, Croația, Republica Cehă, Franța, Germania, Ungaria, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, România, Slovacia și Slovenia.

Începând cu data de 18 Martie 2025 a fost pusă în funcţiune o noua piaţă cuplată de energie electrică, IDA - "IntraDay Auction", care presupune tranzacţii transfrontaliere de energie electrică, între OPCOM şi pieţele de energie electrică din statele vecine ale UE, Ungaria si Bulgaria. Şi în cadrul acestei activităţi, Compania îşi păstrează rolul de Shipper (Agent de transfer).

TVA de recuperat

TVA de recuperat (184.593) – sumă aferentă deconturilor pentru perioada martie - iunie 2025. Până la data întocmirii prezentei raportări, Compania a încasat de la stat suma de 58.403, reprezentând taxa pe valoare adăugată solicitată la rambursare pentru luna martie 2025.

Ajustări pentru deprecierea creanțelor comerciale, a creanțelor comerciale incerte și pentru alte creanțe incerte

Politica Grupului este a de a înregistra ajustări de depreciere pentru pierdere de valoare în cuantum de 100% pentru clienții în litigiu, în insolvență și în faliment și 100% din creanțele comerciale și alte creanțe neîncasate într-o perioada mai mare de 180 zile, cu excepția creanțelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Grupul efectuează și o analiză individuală a creanțelor comerciale și a altor creanțe neîncasate.

Cele mai mari ajustări de depreciere la 30 iunie 2025, calculate pentru creanțele comerciale și penalitățile aferente acestora, au fost înregistrate pentru: JAO (30.627), CET Govora (24.645), Romelectro (24.468), Arelco Power (14.513), Total Electric Oltenia SA (14.186), Romenergy Industry (13.513), Elsaco Energy (9.276), OPCOM (9.143), RAAN (8.517), Next Energy Partners (8.395).

Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Grupul a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală etc.

6. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, numerarul și echivalentele de numerar se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Conturi curente la bănci şi depozite, din care:	1.024.232	707.030
a) conturi curente la bănci și depozite activitatea curentă	414.737	200.420
b) conturi curente la bănci și depozite restrictonate, din care	609.495	506.610
- numerar şi depozite din cogenerare de înaltă eficienţă	181.944	300.321
- numerar din veniturile aferente alocării capacităţilor de interconexiune utilizate pentru investiţii în reţea	7.243	3.903
- numerar din taxa de racordare	222.704	88.099
- fonduri europene	3.470	54
- alte conturi restricționate (garanții piețe de energie și dividende)	194.134	109.417
- fonduri modernizare	-	4.817
Casa	175	144
Alte echivalente de numerar	37	0
Total	1.024.444	707.174

7. CAPITALURI PROPRII

Structura acționariatului la 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024 este următoarea:

	30 iunie 2025		31 decembrie 2024
Actionar	Număr de actiuni	% din capitalul social	Număr de actiuni	% din capitalul social
Statul Român prin SGG	43.020.309	58,69%	43.020.309	58,69%
Alți acționari persoane juridice	16.584.688	22,62%	16.442.683	22,43%
PAVAL HOLDING	4.753.567	6,49%	4.753.567	6,49%
Fondul de pensii administrat privat NN	4.007.688	5,47%	4.007.688	5,47%
Alți acționari persoane fizice	4.936.890	6,73%	5.078.895	6,92%
Total	73.303.142	100,00%	73.303.142	100,00%

Scăderea capitalurilor proprii la data de 30 iunie 2025 față de 31 decembrie 2024 a fost determinată, în principal, de variația următoarelor elemente:

înregistrarea în rezultatul reportat a profitului net, în sumă de 257.564, realizat la data de 30 iunie 2025;
înregistrarea distribuirii profitului aferent anului 2024 ca dividende ce urmează a fi repartizate acționarilor în anul 2025 în sumă de 279.285.

8. VENITURI IN AVANS

Veniturile în avans sunt reprezentate, în principal, de: tariful de racordare, alte subvenții pentru investiții, fonduri europene nerambursabile încasate de la Ministerul Fondurilor Europene, Ministerul Energiei precum și venituri din utilizarea capacității de interconexiune.

La data de 30 iunie 2025, situația veniturilor în avans se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	Din care portiunea pe termen scurt la 30 iunie 2025	31 decembrie 2024	Din care portiunea pe termen scurt la 31 decembrie 2024
Venituri înregistrate în avans -alocare capacitate din interconexiune	11.279	11.279	6.728	6.728
Venituri înregistrate în avans - fonduri europene	2.632	2.632	3.335	3.335
Fonduri din tarif de racordare	432.889	7.265	296.793	7.155
Fonduri Europene	283.178	9.102	232.180	2.299
Alte subvenții	20.237	22	21.211	2.716
Total	750.214	30.300	560.247	22.232

Evoluția veniturilor în avans pe termen scurt în perioada ianuarie - iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	22.232	16.138
Încasări în avans aferente capacității de interconexiune	67.262	93.714
Încasări din fonduri europene	-	2.585
Transfer din venituri în avans pe termen lung	1.110	(2.095)
Venituri din utilizarea capacității de interconexiune	(62.710)	(88.040)
Venituri din fonduri europene	2.408	(70)
Sold la sfârșitul perioadei	30.300	22.232

Evoluția veniturilor în avans pe termen lung în perioada ianuarie - iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	538.015	519.115
Subvenții racordare	142.086	47.520
Fonduri nerambursabile	50.455	43.189
Fonduri nerambursabile de restituit	-	-
Transfer din venituri în avans pe termen scurt	(13.668)	(85.944)
Reluarea la venituri a subvențiilor	3.026	14.134
Sold la sfârșitul perioadei	719.914	538.015

9. ÎMPRUMUTURI

Împrumuturi pe termen lung

La data de 30 iunie 2025, valoarea împrumuturilor pe termen lung s-a diminuat față de 31 decembrie 2024 în principal datorită rambursărilor efectuate conform acordurilor de împrumut existente.

Mișcările în împrumuturi în perioada de trei luni încheiată la 30 iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	Valută	Rata dobânzii	Valoare contabilă	Scadență
Sold la 1 ianuarie 2025			31.903
Trageri noi			-
Rambursări, din care:			(11.999)
BEI 25709	EUR	3,596%	(5.990)	10-Sep-2025
BEI 25710	EUR	3,856%+2,847%	(6.009)	11-Apr-2028
Diferențe de curs valutar la data rambursării			421
Sold la 30 iunie 2025			715.958.91320.325

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, soldurile împrumuturilor pe termen lung contractate de la instituțiile de credit se prezintă, după cum urmează:

Descriere	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
BEI 25709	6.112	11.975
BEI 25710	14.213	19.928
Total împrumuturi pe termen lung de la instituțiile de credit, din care:	20.325	31.903
Porțiunea curentă a împrumuturilor pe termen lung	(18.372)	(23.985)
Total împrumuturi pe termen lung, net de ratele curente	1.953	7.918

Porțiunea pe termen lung a împrumuturilor va fi rambursată, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Între 1 si 2 ani	976	6.483
Între 2 si 5 ani	976	1.435
Peste 5 ani	-	-
Total	1.953	7.918

Grupul nu a efectuat activități de acoperire împotriva riscurilor aferent obligațiilor sale în monedă străină sau expunerii la riscurile asociate ratei dobânzii.

Toate împrumuturile pe termen lung aflate în sold la 30.06.2025 sunt purtătoare de dobândă fixă.

Împrumuturi pe termen scurt

Împrumuturile pe termen scurt sunt detaliate, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Porţiunea curentă a creditelor pe termen lung	18.372	23.985
Credite bancare pe termen scurt	-	-
Linii de credit Filiale	19.314	8.354
Dobânzi aferente împrumuturilor pe termen lung şi scurt	185	303
Total împrumuturi pe termen scurt	37.871	32.641

Împrumuturi contractate pentru activitatea curentă

La data de 30.03.2022 Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C624 cu Banca Comercială Română pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență, sub formă de descoperit de cont, în sumă de 175 milioane lei, cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0% și un comision de 0,088%.

Linia de credit este garantată prin:

ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractele privind contribuția pentru congenerare de înaltă eficiență încheiate cu Electrica Furnizare SA, Enel Energie SA, Enel Energie Muntenia SA, EON Energie România SA.

La data de 30 iunie 2025 linia de credit nu este utilizată.

La data de 10.03.2022 Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C588 cu Banca Transilvania pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea capitalului de lucru al Companiei, în sumă de 200 milioane lei cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0,05%.

Contractul de credit în sumă de 200 milioane lei are următoarea structură:

175 milioane lei linie de credit revolving utilizată pentru acoperirea nevoilor temporare de capital de lucru pentru achitarea în termen a obligațiilor scadente ale Companiei, cu o perioada de utilizare de 12 luni, până la data de 09.03.2023;
25 milioane lei sub forma unui plafon pentru emitere scrisori de garanție bancară, cu o perioada de emitere scrisori de 12 luni, pana la data de 09.03.2023 și o valabilitate a scrisorilor de 24 luni.

La data de 19.04.2023 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 3 la contractul de credit nr. C588 încheiat cu Banca Transilvania, având ca obiect modificarea contractelor de garanție.

Linia de credit este garantată prin:

ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractul privind asigurarea serviciului de transport al energiei electrice și a serviciului de sistem încheiat cu Electrica Furnizare SA.

La data de 30 iunie 2025 linia de credit este închisă.

Împrumuturi contractate de către Filiale

În data de 9 ianuarie 2024 Filiala SMART a contractat de la EXIM Banca Românească un credit pentru plafon multiprodus – monocompanie cu plafon de 21 mil. lei prin care s-a preluat si prelungit linia de credit cu plafon revolving de 15 mil. lei.

În luna august 2024, SMART SA a contractat doua facilităţi de credit multiprodus în lei (RON) de la Banca Comercială Română cu următoarea structură:

46 mil lei în scopul finanţării capitalului de lucru pe o perioadă de 48 luni cu o dobândă variabilă în funcţie de ROBOR 3M la care se adaugă marja băncii (ROBOR 3M + 1,65 p.p.), din care: 15 mil lei credit de tip overdraft, cu caracter revolving (primele utilizări fiind pentru refinanţarea facilităţii acordate de către Exim – Banca Românească), 10 mil lei pentru finanţarea TVA aferentă investiţiilor (proiect PNRR), cu caracter revolving şi facilitate de garantare, cu caracter revolving până la concurenţa sumei de 46 mil lei.
37 mil lei în scopul finanţării capitalului de lucru pe o perioadă de 36 luni cu o dobândă variabilă în funcţie de ROBOR 3M la care se adaugă marja băncii (ROBOR 3M + 1,95 p.p.), din care: 10 mil lei pentru finanţarea capitalului circulant în legătură cu realizarea lucrărilor aferente Contractelor de Lucrări (până la 4,5 mil lei pentru utilizări în legătură cu Proiectul Sunlight Ventures şi până la concurenţa sumei de 10 mil lei utilizări în legătură cu Proiectul Black Sea Renewables, sublimitele pot fi utilizate în orice combinaţie) şi facilitate de garantare, cu caracter revolving până la concurenţa sumei de 37 mil lei.

La data de 30 iunie, s-au efectuat trageri din linia de credit în sumă de 12.627.

În data de 3 februarie 2025 Filiala Teletrans a contractat de la Banca Comercială Română un credit de tip overdraft cu plafon de 10 mil. Lei, acordat pe o perioadă de 12 luni cu o dobândă variabilă în funcţie de ROBOR 3M la care se adaugă marja băncii (ROBOR 3M + 0,75 p.p.) în scopul finanţării activităţii curente.

La data de 30 iunie, s-au efectuat trageri din linia de credit în sumă de 6.686.

10. a. DATORII COMERCIALE ŞI ALTE DATORII

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoriile comerciale și alte datorii se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Furnizori piaţa de energie	1.590.047	2.253.148
Furnizori de imobilizări	199.387	158.614
Furnizori alte activităţi	23.831	45.938
Sume datorate angajaţilor	17.255	16.143
Alte datorii	1.195.139	1.381.401
Total	3.025.658	3.855.244

La data de 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoriile aflate în sold pe piața de energie în sumă de 1.590.047, respectiv 2.253.148, prezintă următoarea structură:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Furnizori piaţa de energie electrică, din care:
- furnizori – activitate operaţională – energie	952.151	1.496.225
- furnizori - piaţa de echilibrare	627.059	711.977
- furnizori din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă	10.837	44.946
Total	1.590.047	2.253.148

La data de 30 iunie 2025, se înregistrează obligații de plată către furnizori (producători) în sumă de 3.540 către CET Govora SA (bonus lunar de cogenerare și ante-supracompensare pentru anul 2015). Sumele reprezentând datoriile Companiei aferente schemei de sprijin față de CET Govora au fost reținute la plată în baza art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, întrucât furnizorul (producătorul) înregistrează obligații de plată față de Companie pe schema de sprijin de tip bonus.

modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență si de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și achită lunar către CET Govora bonusul de cogenerare cuvenit de aceasta. Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinței civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentința atacată și a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai sunt suspendate, producând efecte pe deplin.

Creșterea soldului "furnizorilor de imobilizări" la 30 iunie 2025 față de 31 decembrie 2024 sunt reprezentate în principal de datoriile neajunse la scadență.

La 30 iunie 2025, Compania nu înregistrează datorii restante către furnizori (bugetul de stat, bugetul local sau alte instituții publice).

Structura datoriilor înregistrate în "alte datorii" se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024

Creditori diverşi	285.877	385.573
Clienţi-creditori	405.048	850.989
Dividende de plată	279.411	134
Alte datorii	224.802	144.705
Total	1.195.139	1.381.401

"Creditorii diverși", sumă de 285.877 la 30 iunie 2025, reprezintă, în principal:

poziția netă a schemei de sprijin privind cogenerarea de înaltă eficiență, poziție de datorie, în sumă de 265.664.

Poziția netă a schemei de sprijin reprezintă diferența dintre:

valoarea contribuției de colectat de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, valoarea supracompensării activității de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, bonusul necuvenit de încasat de la producători, conform deciziilor ANRE, pe de-o parte, și
valoarea bonusului de cogenerare, a antesupracompensării și a bonusului neacordat de achitat către producătorii de energie în cogenerare de înaltă eficiență, beneficiari ai schemei de sprijin, pe de altă parte
16.359 contracte de studii de soluţie pentru racordarea la RET;
1.779 redevență trim II 2025;
1.041 garanţii și altele.
"Clienții creditori", la data de 30 iuni 2025, sunt în sumă de 405.048, din care 386.445 reprezintă sume încasate în avans în cadrul tranzacțiilor aferente mecanismelor de cuplare prin preț, ICP (Interim Coupling Project), SIDC (Single Intraday Coupling), SDAC (Single Day-ahead Coupling), FBMC (Flow Based Market Coupling) şi IDA (Intra Day Auction), de la: BRM (293.764), IBEX (46.105), MAVIR (21.347), JAO (1.173) şi OPCOM (24.055).
La 30 iunie 2025, dividendele cuvenite acționarilor Companiei și neplătite sunt în sumă de 279.411. Aceste sume se află la dispoziția acționarilor prin intermediul agentului de plată.
"Alte datorii pe termen scurt", în sumă de 224.802, sunt reprezentate, în principal, de garanțiile de bună plată a contractelor încheiate de CNTEE Transelectrica SA în sumă de 196.540, TVA neexigibilă în perioada de raportare în sumă de 17.826 și impozitul minim global estimat aferent Grupului, ca urmare a aplicării prevederilor Legii nr. 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de întreprinderi multinaționale și a grupurilor naționale de mari dimensiuni în sumă de 5.613.

10.b DATORII LEASING

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoria pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing, este după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Datorii - Leasing clădiri pe termen scurt	7.428	7.328
Datorii - Leasing clădiri pe termen lung	1.564	1.604
Total	8.992	8.932

11. PROVIZIOANE

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, situația provizioanelor se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024

Provizioane pentru litigii	24.089	25.885
Provizioane pentru contracte mandat	8.448	8.600
Alte provizioane	3.379	1.468
Total	35.916	35.953

Provizioanele pentru litigii aflate în sold la 30.06.2025, în sumă de 24.089, sunt reprezentate în principal de provizioanele constituite pentru următoarele litigii:

Dosarul nr. 36755/3/2018 – reclamant Conaid Company SRL (17.216) – mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 20 – Litigii și contingente.
Dosarul nr. 15561/3/2022 – reclamant SMART SA (4.467) - mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 20 – Litigii și contingente.
Dosarul nr. 3083/3/2020 - reclamant NUCLEARELECTRICA SA (1.473)

În data de 26.06.2020, Nuclearelectrica a chemat în judecată Compania pentru plata sumei de 1.291 reprezenând dezechilibru negativ și 182, dobândă legală.

După mai multe termene în care a fost amânată cauza (26.06.2020, 16.10.2020, 11.12.2020), din diverse motive, la termenul din 22.12.2020, Instanța a obligat Compania la plata către reclamantă a sumei de 1.291, cu titlu de daune interese compensatorii, la plata actualizării acestei sume cu rata inflaţiei de la data de 27.09.2018 şi până la data plăţii efective, la plata sumei de 182 reprezentând dobândă legală penalizatoare calculată de la data de 27.09.2018 şi până la data de 31.01.2020, precum şi la plata în continuare a dobânzii legale penalizatoare, calculată de la data de 01.02.2020 şi până la data plăţii efective. De asemenea, a obligat pârâta la plata către reclamantă a sumei de 23, cu titlu de cheltuieli de judecată, constând în taxă judiciară de timbru. A respins cererea pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată, ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare. (Hotărâre 2698/2020 22.12.2020).

CNTEE Transelectrica SA a declarat apel. În ședința din data de 25.11.2021, Curtea de Apel București admite apelul. Schimbă în parte sentinţa civilă apelată, în sensul că: Respinge ca neîntemeiată cererea de chemare în judecată. Menţine dispoziţia primei instanţe de respingere ca neîntemeiată a cererii pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată. Obligă intimata-reclamantă la plata către apelanta-pârâtă a sumei de 21 cu titlu de cheltuieli de judecată în apel. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare, cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor de către grefa instanţei, azi, 25.11.2021. Document: Hotarâre 1927/2021 25.11.2021.

Nuclearelectrica a declarat recurs, recurs ce s-a suspendat până la soluționarea acțiunii în anulare a ordinului. Termen 12.10.2022.

În temeiul art. 413 alin. (1) pct. 1 C.proc.civ., suspendă judecata recursului declarat de recurentareclamantă SOCIETATEA NAŢIONALĂ NUCLEARELECTRICA S.A. împotriva deciziei civile nr. 1927/A/25.11.2021, pronunțată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă, până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 2659/2/2020, aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie – Secţia de Contencios Administrativ şi Fiscal. Definitivă.

"Provizioanele pentru contracte de mandat" în sumă de 8.448 la data de 30 iunie 2025, reprezintă:

componenta variabilă aferentă pachetelor OAVT alocate și nevalorificate pe perioada mandatelor executate în perioada 2013-2017, pentru administratorii executivi și neexecutivi, solicitate de aceștia în instanță;
remunerația reprezentând componenta variabilă, compensația de neconcurență și a celei aferentă indemnizațiilor fixe brute lunare rămase până la finalul mandatului pentru membrii revocați ai Consiliului de Supraveghere/ Directorat, respectiv pentru mandatele 2020-2024.

"Alte provizioane" în sumă de 3.345 reprezintă concedii de odihnă neefectuate.

12. ALTE IMPOZITE ȘI OBLIGAȚII PENTRU ASIGURĂRILE SOCIALE

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, alte impozite și obligații pentru asigurările sociale cuprind:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Contribuția la fondurile de asigurări sociale	15.624	18.859

TVA de plată Impozit pe salarii	(236) 2.819	1.706 3.681
Alte impozite de plată	1.518	1.291
Total	19.725	25.537

La 30 iunie 2025, Grupul înregistrează obligații de plată pentru contribuțiile la fondurile de asigurări sociale, impozit pe salarii și alte impozite, care au fost scadente și achitate în luna iulie 2025.

13. IMPOZITUL PE PROFIT

Impozitul pe profit curent și amânat al Grupului este determinat la o rată statutară de 16%.

Cheltuiala cu impozitul pe profit pentru semestrul I 2025 și semestrul I 2024 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent	36.441	18.432
Cheltuiala /(Venitul) din impozitul amânat	(4.110)	1.073
Total	32.331	19.504

14. VENITURI DIN EXPLOATARE

Tarifele aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică aferente semestrului I 2025 şi trimestrului I 2024 se prezintă, astfel:

	Tarif pentru serviciul de transport de introducere a energiei electrice în reţeaua electrică de transport (TG)	Tarif pentru serviciul de transport pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL)	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciul de sistem
Ordin nr. 21/27.05.2025 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie	-	-	-	7,04
2025 Ordin nr. 99/20.12.2024 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie 2025	3,29	33,03	-	-

	Tarif pentru serviciul de transport de introducere a energiei electrice în reţeaua electrică de transport (TG)	Tarif pentru serviciul de transport pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL)	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciul de sistem
Ordin nr. 57/28.08.2024		-	-	11,51
pentru perioada 01 ianuarie – 31	-
mai 2025 Ordin nr. 15/29.05.2024
pentru perioada 01 iunie – 30 iunie	-	-	-	12,84
2024
Ordin nr. 116/20.12.2023
pentru perioada 01 ianuarie – 31	-	-	-	9,17
mai 2024
Ordin nr. 109/20.12.2023	-	-	31,67	-
pentru perioada 01 ianuarie – 30
iunie 2024

Modificarea valorii tarifului pentru serviciul de transport pe cele două componente de la 01 ianuarie 2025 a fost determinată de aplicarea mecanismului de corectare a deviațiilor semnificative de la prognoza care a stat la baza aprobării tarifului intrat in vigoare la data de 01 ianuarie 2024, în conformitate cu prevederile cadrului de reglementare emis de ANRE.

Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor (MWh)	25.871.125	25.402.341

Veniturile din exploatare realizate semestrul I 2025 şi semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Venituri din serviciul de transport	925.350	800.889
Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune	151.279	101.900
Venituri din energia reactivă	1.454	758
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	14.415	11.632
Venituri din tranzacţii CPT	26.083	70.100
Venituri din serviciul de transport – total	1.118.580	985.278
Venituri din servicii de sistem	281.353	251.393
Venituri din ajutoare de avarie	269	60.302
Venituri din servicii de sistem – total	281.622	311.695
Venituri pe piaţa de echilibrare	1.490.519	3.229.089
Venituri din alte prestații și alte venituri de exploatare	39.656	145.403
Venituri din capitalizarea CPT	924	23.866
Alte venituri	40.580	169.269
Total venituri din exploatare	2.931.301	4.695.331

Venituri din serviciul de transport

ANRE (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior), cât şi de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 1,85%, respectiv cu 468.784 MWh.

Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune

Veniturile din alocarea capacităţii de interconexiune au înregistrat o creştere în semestrul I 2025 faţă de semestrul I 2024, în sumă de 49.378, corespunzătoare nivelului de utilizare a disponibilităţilor capacităţii de interconexiune de către traderii de pe piaţa de energie electrică.

Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)

Astfel, în semestrul I 2025, veniturile înregistrate în urma aplicării mecanismului ITC au înregistrat o creștere de 2.784 comparativ cu semestrul I 2024, cu următoarele mențiuni:

deși schimburile de energie cu ţările perimetrice luate în considerare au fost doar cele cu Republica Moldova, acestea au crescut de circa 2 ori;
valoarea tarifului pentru schimburile cu ţările perimetrice a fost de 2,5 EUR/MWh până la 14 mai 2025, respectiv 1,5 EUR/MWh începând cu 15 mai 2025, față de 3 EUR/MWh în 2024.

Venituri din tranzacţii CPT

Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru CPT au fost obţinute, în principal, din vânzarea energiei în excedent la preţ pozitiv şi din achiziţia energiei de deficit la preţ negativ, rezultată din diferenţa dintre prognoza pe termen lung şi mediu şi prognoza pe termen scurt (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi, respectiv, din diferenţa dintre CPT prognozat şi CPT efectiv realizat (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa de Echilibrare. Aceste venituri au fost mai mici în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 44.018.

Venituri din servicii de sistem

Veniturile din serviciile de sistem au înregistrat o creştere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 29.960, determinată de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 1,85%, respectiv cu 468.784 MWh, în condiţiile diminuării tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii începând cu 01 iunie 2025 (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior).

Astfel, potrivit reglementărilor ANRE, surplusul/deficitul de venit față de costurile recunoscute rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (corecție negativă/pozitivă) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-a înregistrat surplusul/deficitul respectiv. Surplusul/deficitul de venit față de costurile rezultate din desfașurarea acestei activități se calculează pe perioade de programare a tarifului.

Venituri din ajutoare de avarie

În semestrul I 2025 au fost acordate ajutoare de avarie în sumă de 269 către Serbia (luna martie), pe fondul opririlor accidentale de grupuri din această țară.

Venituri pe piaţa de echilibrare

Veniturile realizate pe piaţa de echilibrare au înregistrat o scădere în semestrul I 2025 faţă de semestrul I 2024, cu suma de 1.738.570, determinată în principal, de următoarele aspecte:

evoluţia dezechilibrelor contractuale înregistrate la nivelul furnizorilor de energie electrică pe piaţa de echilibrare;
evoluţia hidraulicităţii;
evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică;
evoluţia producţiei centralelor aflate în perioada de probă;
s-a înregistrat o continuare a creșterii accelerate a puterii instalate la prosumatori;
o îmbunătăţire a controlului/monitorizării la nivelul furnizorilor pentru producţia prosumatorilor pe care îi au în portofoliu și creşterea preocupării la nivelul acestora pentru estimarea/ajustarea prognozelor de producţie a prosumatorilor în raport cu poziţia contractuală.

Venituri din capitalizarea consumului propriu tehnologic (CPT)

Astfel, la data de 30 iunie 2025, Compania a înregistrat venituri din capitalizarea CPT în sumă de 924, reprezentând CPT suplimentar calculat ca diferență dintre costul net cu achiziția CPT și costul CPT inclus în tariful de reglementare, pentru perioada 01 ianuarie – 31 martie 2025.

15. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI ŞI PIAŢA DE ECHILIBRARE

Cheltuielile realizate în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	288.041	296.081
Cheltuielile cu congestiile	-	107
Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET	20.630	25.568
Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)	17.443	12.840
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)	31.959	20.605
Total cheltuieli operaţionale	358.073	355.201
Cheltuieli privind serviciile de sistem	234.590	300.957
Cheltuieli privind piaţa de echilibrare	1.490.940	3.229.286
Total	2.083.603	3.885.443

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

Cheltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mici cu suma de 8.040 în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024, având în vedere o serie de aspecte, după cum urmează:

datorită caracteristicilor sale, Consumul Propriu Tehnologic (CPT) în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică, la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate;
ca urmare a condiţiilor meteorologice şi a fluxurilor pe liniile de interconexiune, valoarea CPT înregistrată în semestrul I 2025 a fost mai mică decât cea înregistrată în anul precedent;
faţă de anul 2025, în primele trei luni ale anului 2024, ca urmare a prevederilor OUG nr. 153/2022 pentru modificarea şi completarea OUG nr. 27/2022, CNTEE Transelectrica SA a achiziţionat energie electrică pentru acoperirea a 75% din cantitatea aferentă prognozei de CPT validate prin Mecanismul de achiziţie centralizată de energie electrică (MACEE), la prețul reglementat de 450 lei/MWh;
începând cu 01.04.2024, mecanismul de achiziţie centralizată a energiei electrice (MACEE) a fost modificat prin OUG nr. 32/2024, în sensul:
- reducerii preţului de achiziție reglementat la valoarea de 400 lei/MWh;
- eliminării obligativităţii de participare a producătorilor la mecanism;
- modificării perioadei de aplicare a mecanismului de la 31.03.2025 la 31.12.2024;
permiterii participării la mecanism şi a altor producători, cu capacităţi de producţie mai mici de 10 MW.
modificările introduse prin OUG nr. 32/2024 au condus spre o ieşire treptată din schema de sprijin şi o revenire la mecanismele de piaţă concurenţiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziţionată în proporţie de circa 50% prin contracte bilaterale, la un preţ mediu pentru primul semestru al anului 2025 de 477,25 lei/MWh;
eliminarea mecanismului MACEE cu preţ reglementat, creșterea consumului şi temperaturile scăzute din luna februarie, precum şi scăderea producţiei hidroelectrice au condus la creşterea importurilor şi la o creştere a preţurilor energiei pe pieţele pe termen scurt faţă de perioada similară a anului 2024;
preţul PZU depinde foarte mult de condiţiile meteorologice (secetă, precipitaţii, fenomene extreme) şi de preţurile de pe piaţa europeană. Piaţa pentru Ziua Următoare este o piaţă imprevizibilă, cu un grad ridicat de volatilitate, preţurile putând să crească şi cu 30-40% în decurs de o săptămână;
începând cu data de 01 iulie 2024 au intrat în vigoare o serie de modificări ale Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea, în conformitate cu cerințele codurilor Europene, care au condus la preţuri foarte mari pe Piaţa de Echilibrare. Aceste preţuri prezintă un grad mare de volatilitate şi incertitudine, putând varia foarte mult, dar situându-se totuşi sub valorile maxime din anul 2024. Consumul propriu tehnologic înregistrat în perioada analizată a fost mai mic faţă de perioada similară a anului 2024, conducând la costuri rezultate din acoperirea dezechilibrelor de energie pe această piață mai mici faţă de aceeași perioadă a anului 2024.

Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET

Aceste cheltuieli au înregistrat o scădere cu suma de 4.938 în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024.

Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)

În semestrul I 2025, aceste cheltuieli au fost mai mari cu 11.355 faţă de perioada similară a anului anterior.

Cheltuieli privind serviciile de sistem / cheltuieli cu capacitatea de echilibrare

Cheltuielile privind serviciile de sistem (capacitatea de echilibrare) au înregistrat o scădere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024, în sumă de 66.367.

În semestrul I 2025, CNTEE Transelectrica SA a contractat Energia Reactivă de la Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale "Hidroelectrica" SA., conform:

deciziei ANRE nr. 2281/29.10.2024 privind acordarea derogării pentru operatorul de transport şi de sistem la achiziţionarea pe bază de piaţă a serviciului energie electrică reactivă pentru reglajul tensiunii în reţea;
hotărârii CNTEE Transelectrica SA nr. 218/12.12.2024 prin care au fost aprobate preţurile maximale pentru achiziţionarea serviciului de sistem energie reactivă aferent reglajului tensiunii în reţeaua electrică de transport;
realizărilor confirmate de Dispeceratul Energetic Național.

Precizăm faptul că în concordanţă cu tendinţa constatată pe piaţa de echilibrare s-a manifestat o creştere a preţului de achiziţie a Rezervei terțiare rapide - reducere de putere începând cu luna mai 2025. Dacă în primele cinci luni ale anului prețurile medii au oscilat între 15 și 23 lei/hMW, în luna iunie 2025 s-a înregistrat o explozie a valorilor, cu o medie generală de peste 108 lei/hMW. Această creștere nu este justificată nici de modificări semnificative ale cererii sau ofertei, nici de factori tehnici obiectivi, ci reprezintă o modificare bruscă și unilaterală a comportamentului de ofertare al unui grup restrâns de participanți. Ofertele transmise de anumiți producători în luna iunie 2025 au atins valori cuprinse între 100 și 999 lei/hMW, cu prețuri repetate de 500, 700 și chiar 999 lei/hMW. Producători precum CE Oltenia, Electrocentrale Craiova, BEPCO, INGKA Investments Renewable Energy România și True Energy Management au avut un comportament complet divergent față de celelalte luni, în care aceiași ofertanți existenti în piaţa aveau prețuri în jurul valorii de 15 lei/hMW.

preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la creştere 60,51 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la reducere 62,75 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la creştere 36,57 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la reducere 38,09 lei/hMW.

Cheltuieli privind piaţa de echilibrare

Cheltuielile privind piaţa de echilibrare realizate în semestrul I 2025, în sumă de 1.490.940, au fost mai mici, respectiv cu suma de 1.738.345 faţă de cele realizate în semestrul I 2024. Aceste cheltuieli rezultă în urma notificărilor/realizărilor participanţilor pe această piaţă și sunt influențate semnificativ de evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică la nivel naţional, contextul european de evoluţie al pieţei de energie electrică și modul de realizare a contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare.

16. AMORTIZARE

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale	147.019	139.179
Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale – CPT suplimentar	45.474	35.595
Cheltuieli cu amortizarea activelor aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing	4.478	4.333
Total	196.971	179.106

Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale în sumă de 147.019 reprezintă amortizarea înregistrată în semestrul I 2025, calculată la valoarea reevaluată a activelor la 31 decembrie 2024, corelată cu punerile în funcțiune a lucrărilor de investiții și cu recepționarea activelor.

Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale – CPT suplimentar în sumă de 45.474 au fost înregistrate în conformitate cu prevederile OMF nr. 3900/2022 privind aprobarea precizărilor contabile în aplicarea prevederilor art. III din OUG nr. 119/2022 pentru modificarea și completarea OUG nr. 27/2022 privind măsurile aplicabile clienților finali din piața de energie electrică și gaze naturale în perioada 1 aprilie 2022-31 martie 2023, precum și pentru modificarea și completarea unor acte normative din domeniul energiei.

Cheltuieli cu amortizarea activelor necorporale recunoscute conform IFRS 16 în sumă de 4.478 (Grupul își desfășoară parțial activitatea în spații de birouri închiriate). Potrivit IFRS 16 – Contracte de leasing, se recunoaște dreptul de utilizare a spațiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinium din str. Olteni nr. 2-4, ca activ evaluat la nivelul chiriei de achitat până la finele contractului de închiriere. Activul recunoscut conform IFRS 16 se amortizează la nivelul chiriei lunare și se înregistrează în cadrul indicatorului "cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale".

17. CHELTUIELI CU PERSONALUL

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuieli cu personalul	263.416	238.154
- din care cheltuieli cu salarile personalului	224.311	209.134

Totalul cheltuielilor cu personalul realizate în semestrul I 2025 înregistrează o creştere comparativ cu semestrul I 2024, determinată, în principal, de creşterea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli cu salariile personalului, cheltuieli sociale, cheltuieli aferente contractelor de mandat, cheltuieli privind asigurările şi protecţia social potrivit prevederilor legale aplicabile, precum și reluarea la venituri a unei părţi din provizioanele constituite pentru administratorii executivi și neexecutivi revocați, reprezentând compensații prevăzute în contractele de mandat încheiate în anul 2020 pentru perioada 2020-2024, concomitent cu plăţile efectuate în baza sentinţelor judecătoreşti executorii, primite de Companie.

ii) Numărul salariaţi

La 30 iunie 2025 şi 30 iunie 2024, numărul angajaţilor cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată se prezintă astfel:

Număr salariați	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Transelectrica SA	2.031	2.027
Smart SA	596	593
Teletrans SA	253	234

18. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Alte cheltuieli cu serviciile executate de terți	78.222	67.766
Cheltuieli poștale și taxe de telecomunicații	602	620
Cheltuieli cu chiriile	4.055	3.511
(Venituri)/Cheltuieli nete de exploatare privind ajustările pentru deprecierea activelor circulante	1.578	365
Alte cheltuieli	678	15.496
Total	85.134	87.759

În semestrul I 2025, aceste cheltuieli au înregistrat o scădere în sumă de 2.625 comparativ cu semestrul I 2024, determinată, în principal, de variația unor elemente de cheltuieli, astfel:

diminuarea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli privind mărfurile, cheltuieli privind consumul administrativ de energie, cheltuieli cu deplasările, cheltuieli cu pregătirea personalului etc.;
diminuarea cheltuielilor privind OAVT-urile plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă (bonusul de performanţă aferent Certificatelor OAVT acordate foștilor membri executivi și neexecutivi și nevalorificate, remunerare conform contractelor de mandat încheiate în perioada 2013 – 2017) și a cheltuielilor plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă acordate foștilor membri executivi și neexecutivi revocați, reprezentând compensații prevăzute în contractele de mandat încheiate în anul 2020, pentru perioada 2020-2024;
în contextul creșterii cheltuielilor privind impozitele, taxele şi vărsămintele asimilate, prin introducerea în anul 2025 a impozitului pe construcţii, în conformitate cu prevederile OUG nr. 156/2024 privind unele măsuri fiscal-bugetare în domeniul cheltuielilor publice pentru fundamentarea bugetului consolidat pe anul 2025, pentru modificarea şi completarea unor acte normative, precum şi pentru prorogarea unor termene, cât şi a creșterii altor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli cu protecția civilă și paza, cheltuieli cu mentenanţa Teletrans, cheltuieli privind implementarea codurilor paneuropene, cheltuieli cu redevenţa, cheltuieli cu primele de asigurare etc.;
recunoaşterea pe costurile operaţionale ale Companiei, la alte cheltuieli de exploatare deductibile fiscal, a proiectului de investiţii: "Racordare la RET a CEE 136MW Platonești prin realizarea unei celule 110kV Gura Ialomiței", concomitent cu înregistrarea unui venit din exploatare aferent subvenției, la Executiv, respectiv înregistrarea în evidența contabilă a Sucursalei București, ca intrare de natura stocurilor, a celulei 110kV la alte venituri din exploatare;
înregistrarea unor cheltuieli de exploatare cu pierderi din creanțe (REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂŢI NUCLEARE SA), a unor ajustări pentru deprecierea creanțelor (RESTART ENERGY TRADING SRL, JOINT ALLOCATION OFFICE SA, OPCOM SA etc.) şi a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor, precum şi reluarea la venituri a unor ajustări pentru deprecierea activelor curente (MENAROM PEC SA, BALKANS POWER CORE SRL), respectiv a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor etc.

19. REZULTAT FINANCIAR NET

	30 iunie 2025	30 iunie 2024

Venituri din dobânzi	6.928	3.634
Venituri din diferențe de curs valutar	26.030	1.744
Alte venituri financiare	22.173	14.693
Total venituri financiare	55.131	20.072

Cheltuieli privind dobânzile	(1.831)	(1.744)
Cheltuieli din diferențe de curs valutar	(29.092)	(2.248)
Alte cheltuieli financiare	173	(206)
Total cheltuieli financiare	(30.751)	(4.198)

Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor	(145)	-
Rezultatul financiar net	24.235	15.874

La data de 30 iunie 2025, Grupul a înregistrat un rezultat financiar net (profit) în sumă de 24.235, influenţat, în principal, de dividendele încasate de la filiala OPCOM SA în sumă de 22.108, precum şi de creşterea veniturilor din dobânzile încasate în perioada analizată.

Comparativ cu semestrul I 2024, nivelul veniturilor și cheltuielilor din diferențele de curs valutar realizate în semestrul I 2025 a fost influențat, în principal de volumul tranzacțiilor aferente segmentului de activitate privind cuplarea piețelor coroborat cu evoluția ratelor de schimb valutar a monedei naționale în raport cu moneda euro.

La 30 iunie 2025, în valoarea totală de 1.831 (cheltuieli privind dobânzile), suma de 362 reprezintă dobânda calculată pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri, conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing.

Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor reprezintă partea din rezultatul aferent entităţii controlate în comun GECO Power Company. La data de 30 iunie GECO a înregistrat pierdere, cota Companiei din aceasta pierdere reprezentând astfel o cheltuială în valoare de 145.

Cursul de schimb al monedei naţionale înregistrat la 30 iunie 2025 comparativ cu cel înregistrat la 30 iunie 2024, se prezintă, astfel:

Moneda	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Lei / Euro	5,0777	4,9771

20. LITIGII ȘI CONTINGENTE

Litigii in curs

Având în vedere informațiile existente, conducerea Grupului consideră că consideră că nu există litigii în curs semnificative în care Compania să aibă calitatea de pârât, cu excepția următoarelor:

REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂȚI NUCLEARE (RAAN)

În dosarul nr. 9089/101/2013, la data de 19.09.2013, Tribunalul Mehedinţi a dispus deschiderea procedurii generale a insolvenţei împotriva RAAN.

La data de 14.06.2016, s-a dispus deschiderea procedurii falimentului împotriva RAAN.

CNTEE Transelectrica SA a formulat contestaţie la tabelul suplimentar de creanţe, care a făcut obiectul dosarului nr. 9089/101/2013/a152 împotriva debitoarei RAAN, întrucât lichidatorul judiciar nu a înscris o creanţă în valoare de 78.096.209 lei pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN." Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096.209 lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013. S-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe, Tribunalul Mehedinți încuviințând proba cu expertiza contabilă. Prin Hotărârea 163/20.06.2019, soluţia Tribunalului Mehedinți: s-a admis excepţia decăderii. S-a admis în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.950.117,14 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. S-au respins în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. obligă pârâta să plătească reclamantei 1.000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată în şedinţă publică. Document Hotărâre 163/20.06.2019. Transelectrica a declarat apel în termenul legal. La termenul din 06.11.2019, Curtea de Apel Craiova a dispus respingerea apelului Transelectrica, ca nefondat. Decizie definitivă. Hotărâre 846/06.11.2019.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanţe: 2.162.138,86 lei + 16.951.117,14 lei.

Termen continuare procedură pentru încasare creanţe, valorificare bunuri şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare: 03.10.2024.

De asemenea, între RAAN și Transelectrica mai există și alte 2 dosare aflate în diferite stadii de judecată, după cum urmează:

Dosarul nr. 28460/3/2017 - Obiectul dosarului: obligarea subscrisei la plata sumei totale de 12.346.063 lei. Solutia CAB 27.09.2021: Suspendă judecata apelului până la soluţionarea definitivă a dosarelor nr.28458/3/2017, nr.26024/3/2015. Soluţia din data de 23.05.2022: Respinge ca neîntemeiată cererea de repunere a cauzei pe rol. Menţine suspendată judecata apelului. La termenul din data de 20.05.2024 a fost admis apelul, s-a schimbat sentinţa apelată în sensul că: a fost admisă cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 12.346.063,10 lei, reprezentând debit principal şi penalităţi, cu drept de recurs. Hotarâre 806/20.05.2024. Transelectrica a declarat recurs, fără termen fixat.

Dosarul nr. 3694/3/2016 - Pretenţii 15.698.721,88 lei. Termen de judecată la data de 08.11.2021: cauza a fost suspendată până la soluţionarea definitivă a Dosarelor nr. 26024/3/2015 şi nr. 28458/3/2017. Soluţia 03.06.2024: s-a admis apelul, s-a schimbat în tot sentinţa apelată, în sensul că: s-a admis cererea de chemare în judecată. A fost obligată pârâta să plătească reclamantei suma de 12.727.101,99 lei, reprezentând contravaloare bonus şi regularizare a ante-supracompensării pentru care au fost emise facturi serie SRTF, precum şi suma de 2.917.619,81 lei, reprezentând penalităţi de întârziere aferente debitului principal, pentru care au fost emise facturi serie SRTF, cu drept de recurs. Hotarâre 898/03.06.2024. Transelectrica a declarat recurs care se află în faza proedurii de filtru, termen de judecată: 16.10.2025.

CURTEA DE CONTURI

Ca urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Compania a formulat mai multe contestații împotriva măsurilor dispuse de către Curtea de Conturi a României (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitând anularea acestora, precum și a Încheierii nr. 77/03.08.2017, înregistrată la registratura Societății sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017. Contestațiile au fost pe rolul Curții de Apel București dintre care dosarul nr.6581/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 6 precum și a măsurii dispuse la punctul II.9, la termenul de judecată din data de 31.03.2023: Conform procesului-verbal din 29.03.2023, dosarul nr. 6581/2/2017 a fost versionat în cadrul completului 12 Fond al Secţiei a VIII-a Contencios administrativ şi fiscal sub nr. 6581/2/2017* Solutia pe scurt: Pentru a da posibilitatea părţilor să depună concluzii scrise şi pentru a delibera, amână pronunţarea la următoarele termene 31.03.2023, 13.04.2023, 28.04.2023, 12.05.2023.

Transelectrica a declarat recurs respins ca nefondat în data de 23.01.2025. Hotarâre definitivă nr.288/2025.

Obiectul dosarului cu nr.2153/2/2021 este anularea actului administrativ emis ca urmare a controlului efectuat de CCR în perioada ianuarie-iulie 2020 prin care a dispus 10 măsuri de implementat de către Companie cuprinse în Decizia nr.15/2020.

OPCOM

Dosar nr. 22567/3/2019 - Obiectul dosarului: acţiune în pretenţii pe dreptul comun.

Obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 4.517.460 lei, aferentă facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016, reprezentând contravaloare TVA, aferent aportului adus de catre Transelectrica SA la capitalul social al Societatii OPCOM SA, emisa in baza Contractului de imprumut nr. 7181RO/2003, angajament pentru finanţarea proiectului de investiţii "Electricity Market Project".

Dosar nr. 24242/3/2021 - Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a Civilă - Obiectul dosarului: Reclamanta OPCOM solicită constatare nulitate act – aport în natură.

OPCOM a declarat apel. La termenul de judecată din data de 13.03.2025 a fost respins apelul ca nefondat si a fost obligată reclamanta la plata către stat a sumei de 179.550,57 lei reprezentând taxa judiciară de timbru. Cu recurs în termen de 30 zile de la comunicare. Hotarâre 423/13.03.2025.

Dosar nr. 44380/3/2024 - Tribunalul Bucureşti - Obiect dosar: pretenţii si încheiere act adiţional pentru suma de 2.914.065,21, cval. servicii calculare drepturi de încasat şi obligaţii de plată ale tranzacţiilor realizate de PRE si PPE plus dobândă legală. Termen: 30.09.2025

CONAID COMPANY SRL

În anul 2013, Conaid Company SRL a dat în judecată CNTEE Transelectrica pentru refuzul nejustificat al acesteia de a semna un act adițional la contractul de racordare sau un nou contract de racordare și a solicitat despăgubiri pentru cheltuielile suportate până la acel moment în sumă de 17.419.508 și profiturile nerealizate pe perioada 2013-2033 în sumă de 722,76 mil EUR. Până în acest moment, Compania nu a încheiat un act adițional la contractul de racordare întrucât condițiile suspensive incluse în contract nu au fost îndeplinite de către Conaid Company SRL. Un contract nou de racordare ar fi trebuit încheiat până la data de 11 martie 2014, dată la care avizul tehnic de racordare a expirat. Dosarul nr. 5302/2/2013 s-a aflat pe rolul Inalței Curții de Casație și Justiție Secția Contencios Administrativ și Fiscal, având ca obiect obligare emitere act administrativ, stadiul procesual – recurs, termenul de judecată fiind 09.12.2015. La acest termen, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis, în principiu, recursurile și a fixat termen de judecată, pe fond, a recursurilor la data de 08 aprilie 2016. Complet 4, cu citarea părţilor.

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

La data de 02.11.2018, pe rolul Tribunalului București – Secția a VI-a civilă – a fost înregistrată o nouă cerere de chemare în judecată formulată de Conaid Company SRL, în dosarul nr. 36755/3/2018, prin care reclamanta a solicitat instanţei să dispună obligarea Transelectrica SA la "repararea prejudiciului cauzat reclamantei, ca urmare a neexecutării culpabile a obligațiilor de către pârâtă, în cuantum de 17.216.093,43 lei, constând în paguba efectiv suferită și beneficiul nerealizat, estimat provizoriu la 100 mii euro. Având în vedere refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a încheia și semna un act adițional la Contractul nr.C154/27.04.2012, și în situația în care instanța va considera că, din punct de vedere formal, nu poate fi considerată îndeplinită de către reclamantă obligația vizând condițiile suspensive, aceasta neexecutare se datorează culpei exclusive a Transelectrica SA, pârâta împiedicând îndeplinirea condițiilor".

La termenul din 15.10.2019 respinge ca neîntemeiate excepţiile lipsei calităţii procesuale active şi a lipsei de interes. Uneşte cu fondul excepţia prescripţiei. Cu apel odată cu fondul. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mjlocirea grefei instanţei.

Se amână pentru administrarea probei cu expertiză și se acordă termen în data de 21.01.2020.

În data de 21.01.2020, se amâna cauza pentru a se efectua expertiza și se acordă următorul termen pe 31.03.2020.

După mai multe amânări, la termenul din 03.01.2024 TMB admite excepţia prescripţiei dreptului material la acţiune, invocată prin întâmpinare. Respinge cererea ca prescrisă. Cu apel in 30 de zile de la comunicare. Hotarâre 4/03.01.2024.

MUNICIPIUL REȘIȚA

Dosarul nr. 2494/115/2018*- dosarul nr. 2494/115/2018**, înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin, are ca obiect cererea de chemare în judecată, prin care reclamantul Municipiul Reşiţa solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata sumei de 17.038.126,88 lei reprezentând chirii teren aferente anilor 2015, 2016, 2018, 2019, 2020, 2021, 2022 și 2023, la care se adaugă dobândă legală penalizatoare de la

scadenţă şi până la plata efectivă.

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

La termenul din data de 25.10.2019 se admite excepţia necompetenţei teritoriale a Tribunalului Bucureşti. Declină competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Caraş-Severin. Constată ivit conflictul negativ de competenţă între Tribunalul Bucureşti şi Tribunalul Caraş-Severin. Suspendă cauza şi înaintează dosarul Inaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie, în vederea soluţionării conflictului negativ de competenţă. Fără nicio cale de atac. Hotărâre 2376/25.10.2019.

Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie la termenul din data de 16.07.2020 prin decizia nr.1578 a stabilit competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Caraş Severin – Secţia I civilă.

Dosar 2494/115/2018**. Termen: 22.03.2021 la Tribunalul Caraş Severin. Solutia: Suspendă judecarea cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, prin Primar, în contradictoriu cu pârâta Transelectrica SA, având ca obiect pretenţii, în temeiul art. 413 alin.(1) pct.1 C.pr.civ. Cu recurs cât timp durează suspendarea cursului judecării procesului, la instanţa ierarhic superioară.

Suspendarea judecării cauzei s-a dispus până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3154/115/2018* al Tribunalului Caraş Severin.

La termenul din 02.03.2023, soluția pe scurt este: "suspendă judecata cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" SA, având ca obiect pretenţii. Cu drept de recurs pe toată durata suspendării judecăţii."

La termenul din 22.02.2024 instanţa amână judecarea cauzei, în vederea restituirii dosarului nr. 2494/115/2018**, înaintat în cale de atac la Curtea de Apel Timişoara, pentru când părţile au termen în cunoştinţă în baza art. 229 Cod proc.civ. prin prezenţa reprezentanţilor convenţionalali.

În data de 10.10.2024 s-a stabilit în sarcina reclamantei şi pârâtei să plătească fiecare câte 1000 lei onorariu expert,.s-a dispus efectuarea unui supliment de expertiză.

La termenul din 27.02.2025 instanţa respinge excepţia prescripţiei dreptului la acţiune privind pretenţiile

constând în chiria aferentă anului 2015 şi excepţia tardivităţii formulării modificărilor de acţiune, excepţii invocate de pârâta Transelectrica S.A. Califică excepţia lucrului judecat ca fiind o apărare de fond referitoare la efectul pozitiv al lucrului judecat. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de pârâtul Municipiul Reşiţa în contradictoriu cu pârâta Transelectrica S.A. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare.

Municipiul Reșița a declarat apel, fără termen fixat.

ANAF

În anul 2017 s-a finalizat Inspecția fiscală generală începută la sediul Transelectrica SA la data de 14.12.2011, control ce a vizat perioada decembrie 2005 – decembrie 2010. Inspecţia fiscală generală a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.

Potrivit Deciziei de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017 în sumă totală de 99.013, ANAF – DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, în sumă de 35.105, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întarziere și penalități de întârziere), în sumă de 63.908.

În principal, Raportul de inspecție fiscală al ANAF a consemnat următoarele obligații de plată suplimentare: impozit pe profit în sumă de 13.727, precum și accesorii, datorate pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă (acestea au fost distruse în incendiul izbucnit în noaptea de 26- 27 iunie 2009, la punctul de lucru din clădirea Millenium Business Center din str. Armand Călinescu nr. 2- 4, sector 2, unde Compania își desfășura activitatea), documente cu regim special.

Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr.92/2003 privind Codul de procedură fiscală, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

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

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

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

S-a reluat judecarea cauzei iar la termenul din data de 10.10.2024 pentru comunicarea înscrisurilor depuse la dosar de către contestatoare către intimată a fost amânată judecarea cauzei la data de 21.11.2024 şi ulterior pentru 06.03.2025. În data de 06.03.2025, instanța de judecată a amânat pronunțarea cauzei la data de 17.04.2025. La termenul din 17.04.2025 instanţa a amânat cauza la data de 19.06.2025 pentru lipsă raport de expertiză. La termenul din 19.06.2025 instanţa amână cauza pentru data de 02.10.2025.

Compania este implicată în litigii în contradictoriu cu Filiala SMART după cum urmează:

Dosar nr.51633/299/2021 - Tribunalul Bucuresti

Obiectul dosarului:

Stadiu dosar:

Solutia Judecatoriei Sector 3 Bucuresti: Respinge, ca neîntemeiată, cererea. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Document: Hotarâre 6134/21.06.2022.

La termenul din data de 11.09.2024 s-a respins apelul SMART, ca nefondat. SMART a declarat recurs.

Dosar nr.15561/3/2022 - Tribunalul Bucuresti

Obiectul dosarului:

SMART SA a solicitat obligarea Transelectrica la plata sumei de 4.467.108 lei referitor la executarea unui contract administrativ.

Stadiu dosar:

La termenul din 20.03.2025 instanța admite cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta să plătească reclamantei suma de 4.467.108, 18 lei precum şi plata dobânzii legale penalizatoare aferent sumei de 3.193.869 de la data de 21.12.2021 şi până la data plăţii efective. Obligă pârâta să plătească reclamantei cheltuieli de judecată constând în suma de 51378,78 lei cu titlu de taxa de timbru şi suma de 3000 de lei cu titlu de onorariu de expert. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare.

ALTELE

Grupul este implicat în litigii semnificative, în special pentru recuperarea creanțelor (de ex.: Total Electric Oltenia SA, Regia Autonomă de Activități Nucleare, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL, CET Bacău, CET Govora, Nuclearelectrica, CET Brașov, Elsaco Energy SRL, Arelco Power SRL, Opcom, Menarom PEC SA Galați, Romelectro SA, Transenergo Com SA, ENNET GRUP SRL, PET Communication, ISPE, Grand Voltage SRL, EXPLOCOM GK SRL, Romelectro SA, Next Energy Partners, SC ENOL GRUP SA, Aderro GP Energy și alții).

Compania a înregistrat ajustări pentru pierderi de valoare pentru clienții și alte creanțe în litigiu și pentru clienții în faliment.

Contingente

La 30 iunie 2025, datoriile contingente sunt în valoare de 55.524. Acestea sunt aferente unor litigii ce au ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare în urma creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contracte de investiții, din care enumerăm pe cele mai semnificative:

Dosar nr. 25896/3/2020 - reclamant Electromontaj București (37.034)

Termen de judecată: 25.08.2022 - depunere raport expertiză.

Având în vedere lipsa raportului de expertiză, pentru depunerea raportului de expertiză, amână cauza.

La termenul de judecată din 16.05.2023, instanţa amână cauza la data de 12.09.2023 pentru a se depune răspuns la obiecţiuni expertiză.

La termenul de judecată din 12.09.2023, instanţa amână pronunţarea la data de 26.09.2023 şi acordă termen de judecată la data de 07.11.2023.

După mai multe amânări, la termenul din data de 18.01.2024, TMB respinge acţiunea formulată ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 10 de zile de la comunicare.

S-a declarat apel de către Electromontaj SA şi s-a stabilit termen pentru data de 13.09.2024.

La termenul din 13.09.2024 acordă termen la data de 08.11.2024, pentru a se achita diferenţa de taxă judiciară de timbru stabilită în sarcina apelantei-reclamante. Înaintează dosarul la completul competent potrivit legii pentru a soluţiona cererea de recuzare a completului 11 apel formulate de apelantareclamantă, în temeiul art.50 alin.(1) din Codul de procedură civilă.

În data de 06.12.2024, Curtea de Apel respinge ca nefondat apelul, respinge ca neîntemeiată cererea apelantei-reclamante privind cheltuielile de judecată în apel, definitivă.

ICCJ a dispus strămutarea judecării cauzei la CA Craiova şi desfiinţarea deciziei CAB.

Dosar nr. 30801/3/2021 – reclamant Romelectro (2.271)

La ședința din data de 20.04.2022, soluția TMB este: "Încuviințează proba cu expertiză contabilă având următoarele obiective:

să precizeze expertul dacă Romelectro îndeplinește condiția prevăzută de art. 66 din OUG 114/2018, respectiv dacă 80% din cifra de afaceri a Romelectro este realizată din lucrări de construcții, atât în anul anterior perioadei de referință (2018), cât și în perioada de referință (2019);
să calculeze expertul diferența de cost generată de creșterea salariilor resursei umane întrebuințate în mod efectiv de către Romelectro în realizarea lucrării aferente Contractului nr. C145/2018, în perioada de referință și în primele două luni anterioare acesteia, respectiv:

a) Să precizeze pentru fiecare salariat (resursă umană întrebuințată efectiv) în parte dacă a avut salariul brut sub 3000 lei/lună sau mai mare în lunile noiembrie și decembrie 2018;

b) Când s-a produs majorarea salariului resursei umane la 3000 lei/lună;

c) Care este diferența dintre salariul avut anterior și salariul impus de OUG nr. 114/2018;

d) Dacă în intervalul 01.11.2018 – 31.12.2018, Romelectro a micșorat salariile resursei umane întrebuințate;

să determine expertul, pe baza devizelor analitice, care este procentul, respectiv suma cu care Transelectrica trebuie să ajusteze prețul Contractului nr. C145/2018 pentru manopera aferentă lucrărilor rămase de executat la data de 01.01.2019, ca urmare a modificărilor legislative instituite de OUG nr. 114/2018 în sensul creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor la suma de 3000 lei/lună;
să determine expertul zilele/lunile de întârziere înregistrate în executarea lucrărilor aferente Contractului de lucrări nr. C145/2018 ca urmare a problemelor de finanțare întâmpinate de Romelectro S.A. ca urmare a refuzului Transelectrica de a plăti prețul la valoarea ajustată, respectiv cum a influențat graficul de execuție neajustarea de către Transelectrica a prețului Contractului ca urmare a modificărilor legislative instituite de OUG 114/2018 în sensul creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor la suma de 3000 lei/lună.

Dosar nr. 8193/3/2022 – reclamant Tempos Sev (2.437)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

La termenul din data de 10 iunie 2022, se amână cauza la data de 14.10.2022.

La termenul de judecată din data de 05.05.2023, se amână cauza şi se acordă termen la data de 15.09.2023 pentru administrarea probei cu expertiza.

După mai multe amânări, la termenul din data de 14.06.2024, soluția pe scurt: Pentru lipsa raportului de expertiză, amână judecarea cauzei la data de 18.10.2024.

Dosar nr. 8442/3/2022 – reclamant Tempos Sev (1.430)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG nr. 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

Ca urmare a conexării dosarului nr. 8442/3/2022 la dosarul nr. 8193/3/2022, prezentat anterior,

chestiunile supuse dezbaterii vor fi analizate în cel din primul dosar constituit (8193/3/2022).

Dosar nr. 8440/3/2022 – reclamant Tempos Sev (2.437)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

La termenul de judecată din 13.09.2022, s-a amânat cauza la data de 08.11.2022, în vederea administrării probatoriului încuviinţat.

La termenul de judecată din 08.11.2022, se suspendă judecata cauzei.

Dosarul s-a repus pe rol și s-a acordat termen 12.09.2023.

La termenul din 12.09.2023, solutia pe scurt: Pentru a da posibilitatea pârâtei să ia cunoştinţă de înscrisurile depuse, amână cauza la data de 07.11.2023.

Dosarul 4478/118/2024 – reclamant Pet Communication (3.093)

La termenul din 08.08.2024, în vederea administrării probelor propuse, amână judecarea cauzei la data de 07.11.2024.

Dupa mai multe amânări, pentru lipsa raportului de expertiză se fixează termen de judecată pentru data de 03.04.2025.

Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 05.06.2025. Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 04.09.2025.

Dosarul nr. 6580/117/2024 - reclamant Electrogrup SA din Cluj (2.760)

Dosarul are ca obiect executare contract achiziții și anume:

Obligarea Transelectrica la încheierea unui act adițional la Contractul de lucrări nr. C5 din 19 mai 2021, având ca obiect prelungirea duratei contractuale cu zilele de întârziere rezultate în executarea contractului ce nu sunt culpa Executantului, estimate provizoriu la 616 zile;
Obligarea Transelectrica la restituirea sumelor plătite cu titlu de penalități în baza facturilor nr. 114 din 29 martie 2024 (achitată prin Ordin de plată nr. 13065/25.06.2024) și nr. 296 din 25 iunie 2024 (achitată prin Ordin de plată nr. 15424/23.07.2024) emise de pârâtă, în valoare totală de 2.164 ca plată nedatorată, plus dobânda legală datorată de la data plății acestora până la data restituirii, (i) în principal, ca urmare a obligării pârâtei la încheierea unui act adițional la Contractul de lucrări nr. C5 din 19 mai 2021, având ca obiect prelungirea duratei contractuale cu zilele de întârziere rezultate în executarea contractului ce nu sunt culpa Executantului şi (ii) în subsidiar, ca urmare a constatării faptului că zilele de întârziere imputate de Transelectrica nu sunt culpa Executantului;
Obligarea Transelectrica la plata de daune-interese, reprezentand prejudiciul suferit de reclamanta din cauza intarzierilor, estimate provizoriu la suma de 596.

Control Curtea de Conturi a României

al auditului a fost:

a) contractare și achiziții;

b) salarizarea și alte drepturi acordate personalului Companiei.

Conducerea Companiei a dispus analiza si extinderea verificărilor celor constatate prin Scrisoarea de management nr. 60001/23.01.2025 și implementarea acestora. Până la data prezentă din cele 17 recomandări, 6 au fost realizate iar 11 sunt în curs de implementare/realizare.

Teletrans - Control Curtea de Conturi a României

SMART

21. PĂRŢI AFILIATE

i) Părți afiliate – tranzacții cu Filiale deținute de Companie

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, soldurile cu filialele deținute de Companie sunt detaliate, astfel:

	Creanțe comerciale		Datorii comerciale
Entitatea afiliată	30 iunie 2025	31 decembrie 2024	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
FORMENERG SA	-	-	-	-
OPCOM SA	88.540	634.691	98.760	644.297
TOTAL	88.540	634.691	98.760	644.297

Tranzacțiile desfășurate în trimestrul I 2025 și trimestrul I 2024 cu filialele sale sunt detaliate. după cum urmează:

Entitatea afiliată	Vânzări		Achiziții
	30 iunie 2025	30 iunie 2024	30 iunie 2025	30 iunie 2024
FORMENERG SA	-	-	-	-
OPCOM SA	1.009.433	734.626	1.056.866	1.090.556
TOTAL	1.009.433	734.626	1.056.866	1.090.556

Ii) Părți afiliate – tranzacții cu alte companii aflate în proprietatea statului

Compania este o entitate cu capital majoritar de stat, iar activitățile Companiei sunt reglementate de ANRE. In conformitate cu Contractul de concesiune, se plătește o redevență anuală, calculată ca 4/1000 din valoarea veniturilor brute realizate din operațiuni de transport și tranzit al energiei electrice, prin sistemele naționale de transport, aflate în proprietatea publică a statului (începând cu 12 noiembrie 2020).

iv) Părți afiliate – companii în care Compania deține participații

model de dezvoltare integrată și coordonată la nivel european care să asigure dezvoltarea unitară la nivel continental dar care să permită și adaptarea la specificațiile naționale totodată cu urmărirea intereselor legitime ale statelor europene.

În acest context Compania este afiliată următoarelor entități:

TSCNET
JAO

TSCNET (TSCNET Services GmbH)

A fost constituit pentru a deservi Operatorii de Transport și de Sistem (OTS) din regiunea estcentralvestică a Europei (regiunea CORE) în vederea implementării coordonate a codurilor europene de rețea.

Afilierea se face cu participarea în cadrul acționariatului TSCNET prin efectuarea unei tranzacții de cumpărare de acțiuni în cadrul societății. Prin Hotărârea nr. 9 a AGEA din data de 05 iunie 2018 s-a aprobat afiliera Companiei la Centrul de coordonare a securității din regiunea CORE, TSCNET prin participarea la capitalul social cu un aport de 470.500 euro (1 acțiune – 2.500 EUR).

JAO (Joint Allocation Office)

Începând cu anul 2019, licitațiile pentru alocarea capacităților pe termen lung se realizează coordonat de către JAO care a fost desemnat ca Operator al Platformei Unice de Alocare (SAP).

Transelectrica a fost invitată de JAO să devină parte a acționariatului acestuia.

22. INSTRUMENTE FINANCIARE

Riscul de credit

Riscul de creditare este riscul în care Grupul suportă o pierdere financiară ca urmare a neîndeplinirii obligațiilor contractuale de către un client sau o contrapartidă la un instrument financiar. Acest risc rezultă, în principal, din creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar.

Tratamentul riscului de contrapartidă se bazează pe factori de succes interni și externi ai Grupului. Factorii externi de succes - care au efect asupra reducerii riscului în mod sistematic sunt: descentralizarea sectorului energetic în care producția, transportul, distribuția și furnizarea sunt activități distincte, iar interfața pentru client este reprezentată de furnizor, tranzacționarea energiei electrice pe piața din România pe două segmente de piață: piața reglementată și piața concurențială. Factorii interni de succes în tratamentul riscului de contrapartidă includ: diversificarea portofoliului de clienți și diversificarea numărului de servicii oferite pe piața de energie electrică.

Activele financiare care pot supune Grupul riscului de încasare sunt, în principal, creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar. Grupul a pus în practică o serie de politici prin care se asigură că vânzarea de servicii se realizează către clienți cu o încasare corespunzătoare, prin includerea în contractele comerciale a obligației acestora de a constitui garanții financiare. Valoarea creanțelor, netă de ajustările pentru pierderi de valoare, reprezintă suma maximă expusă riscului de încasare.

Expunerea maximă la riscul de încasare la data raportării a fost:

	Valoarea netă	Valoarea netă
	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Active financiare
Creanţe comerciale nete	2.057.369	2.580.095
Alte creanţe nete şi avansuri către fz	464.251	930.509
TVA de recuperat	184.593	272.236
Numerar şi echivalente de numerar	1.024.444	707.174
Alte active financiare	-	-
Total	3.730.658	4.490.014

Situația vechimii creanțelor (creanţe comerciale nete) la data întocmirii situației poziției financiare a fost:

	Valoarea bruta 30 iunie 2025	Ajustare depreciere 30 iunie 2025	Valoarea bruta 31 decembrie 2024	Ajustare depreciere 31 decembrie 2024

Neajunse la scadenţă	1.970.798	598	2.491.830	27
Scadenţa depăşită între 1 – 30 zile	(1.188)	-	2.219	-
Scadenţa depaşită 31 – 90 zile	949	-	492	-
Scadenţa depaşită 90 – 180 zile	153	-	78	-
Scadenţa depaşită intre 180 – 270 zile	2.003	-	(31)	-
Scadenţa depaşită intre 270 – 365 zile	(3.726)	-	(8)	-
Mai mult de un an	216.255	127.277	213.581	128.038
Total	2.185.244	127.875	2.708.160	128.066

Situația vechimii altor creanțe (alte creanţe nete, avansuri către fz, tva de recuperat) la data întocmirii situației poziției financiare a fost:

	Valoarea bruta 30 iunie 2025	Ajustare depreciere 30 iunie 2025	Valoarea bruta 31 decembrie 2024	Ajustare depreciere 31 decembrie 2024

Neajunse la scadenţă	585.082	326	1.180.385	331
Scadenţa depăşită între 1 – 30 zile	18.029	-	1.197	-
Scadenţa depaşită 31 – 90 zile	14.662	-	4.784	-
Scadenţa depaşită 90 – 180 zile	12.492	-	424	342
Scadenţa depaşită intre 180 – 270 zile	100	30	1.154	911
Scadenţa depaşită intre 270 – 365 zile	1.425	348	849	413
Mai mult de un an	90.147	72.389	86.985	71.036
Total	721.937	73.092	1.275.778	73.033

Politica Grupului este a de a înregistra ajustări de depreciere pentru pierdere de valoare în valoare de 100% pentru clienții în litigiu, în insolvență și în faliment și 100% din creanțele comerciale și alte creanțe neîncasate într-o perioadă mai mare de 180 zile, cu excepția creanțelor restanțe generate de schema de sprijin. De asemenea, Grupul efectuează și o analiză individuală a creanțelor comerciale și a altor creanțe neîncasate.

Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Grupul a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală etc.

Evoluția ajustărilor pentru deprecierea clienților se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	128.066	130.158
Recunoaștere ajustări pentru depreciere	2.132	288
Reluare ajustări pentru depreciere	2.323	2.381
Sold la sfârșitul perioadei	127.875	128.066

Evoluția ajustărilor pentru deprecierea altor creanțe se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	73.033	84.933
Recunoaștere ajustări pentru depreciere	366	7.431
Reluare ajustări pentru depreciere	306	19.331
Sold la sfârșitul perioadei	73.092	73.033

Activele financiare care pot supune Grupul riscului de încasare sunt în principal creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar. Grupul a pus în practică o serie de politici prin care se asigură că vânzarea de servicii se realizează către clienți cu o încasare corespunzătoare, prin includerea în contractele comerciale a obligației acestora de a constitui garanții financiare. Valoarea creanțelor, netă de ajustările pentru pierderi de valoare, reprezintă suma maximă expusă riscului de încasare. Riscul de încasare aferent acestor creanțe este limitat, întrucât aceste sume sunt, în principal, datorate de companii deținute de stat.

Numerarul este plasat în instituții financiare, care sunt considerate ca având risc minim.

23. EVENIMENTE ULTERIOARE

Hotărârea nr. 6 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 8 iulie 2025

a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Păun Costin Mihai, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23093/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Atanasiu Teodor, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23088/30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Vasilescu Alexandru-Cristian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23089/30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Zezeanu Luminița, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23092/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Dascăl Cătălin-Andrei, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23090/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Orlandea Virgil-Dumitru, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23091/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Rusu Rareș-Stelian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23094/ 30.05.2025.

Incident în rețeaua electrică de transport în zona de vest a țării

În gestionarea situației a fost stabilită o cooperare permanentă cu autoritățile competente și cu operatorul local de distribuție.

Sistemul Electroenergetic Național (SEN) funcționează în condiții de siguranță, fiind monitorizat în permanență de către Dispecerul Energetic Național.

Convocarea Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor

aprobarea achiziționării de către Transelectrica a serviciilor de consultanță și respectiv asistență juridică și reprezentare în fața instanțelor de judecată în vederea apărării intereselor Companiei în legătură cu ducerea la îndeplinire și, respectiv contestarea Hotărârii Plenului Curții de Conturi a României nr. 47/23.01.2025 și în subsidiar Raportul de Audit de Conformitate nr. 6000/23.01.2025 și Scrisoarea de Management nr. 6001/23.01.2025, întocmite de Curtea de Conturi,
informare privind achizițiile de produse, servicii și lucrări, angajamente care implică obligaţii importante ale Companiei cu o valoare mai mare de 5.000.000 euro, precum și credite și garanţii pentru credite cu o valoare sub 50.000.000 euro.

CNTEE TRANSELECTRICA SA

Societate administrată în sistem dualist

Situaţii Financiare Interimare Consolidate Simplificate la data ṣi pentru perioada de şase luni încheiată la 30 iunie 2025

Ȋntocmite în conformitate cu

Standardele Internaţionale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană

în baza Standardului de Contabilitate 34 – "Raportare Financiară Interimară"

CNTEE TRANSELECTRICA SA - IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIȚEI FINANCIARE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025 IFRS	31 decembrie 2024 IFRS
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale		5.996.434	5.915.254
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri		8.274	8.150
Imobilizări necorporale		43.381	15.371
Titluri puse în echivalenţă		3.605	-
Imobilizări financiare		41.281	40.833
Total active imobilizate	4	6.092.975	5.979.608
Active circulante
Stocuri		61.004	58.144
Creanțe comerciale și alte creanțe	5	2.706.214	3.782.840
Impozit pe profit de recuperat		-	-
Alte active financiare		-	-
Numerar și echivalente de numerar	6	1.024.444	707.174
Total active circulante		3.791.662	4.548.158
Total active		9.884.637	10.527.766

Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social		733.031	733.031
Prima de emisiune		49.843	49.843
Rezerve legale		146.606	146.606
Rezerve din reevaluare		1.539.096	1.596.896
Alte rezerve		259.038	256.747
Rezultatul reportat		2.945.426	2.873.861
Total capitaluri proprii atibuibile proprietarilor Grupului	7	5.673.040	5.656.984
Interese minoritare		-	-

Total capitaluri proprii		5.673.040	5.656.984
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung	8	719.914	538.015
Împrumuturi pe termen lung	9	1.953	7.918
Alte împrumuturi și datorii asimilate- Leasing clădire-termen lung	10	1.564	1.604
Datorii privind impozitele amânate		212.585	209.525
Obligații privind beneficiile angajaților		116.159	116.159
Alte datorii pe termen lung		-	5.613
Total datorii pe termen lung		1.052.175	878.834

CNTEE TRANSELECTRICA SA - IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIȚEI FINANCIARE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025 IFRS	31 decembrie 2024 IFRS
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii	10	3.025.658	3.855.244
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire- termen scurt	10	7.428	7.328
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale	12	19.725	25.537
Împrumuturi pe termen scurt	9	37.871	32.641
Provizioane	11	35.917	35.953
Venituri în avans pe termen scurt	8	30.300	22.232
Impozit pe profit de plată		2.523	13.013
Total datorii curente		3.159.422	3.991.948

Total datorii		4.211.597	4.870.782
Total capitaluri proprii și datorii		9.884.637	10.527.766

CNTEE TRANSELECTRICA SA- IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A CONTULUI DE PROFIT ȘI PIERDERE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Nota	30 iunie 2025 IFRS	30 iunie 2024 IFRS
Venituri din exploatare
Venituri din serviciul de transport		1.118.580	985.278
Venituri din servicii de sistem		281.622	311.695
Venituri privind piața de echilibrare		1.490.519	3.229.089
Alte venituri		39.656	145.403
Total venituri din exploatare	14	2.930.377	4.671.465
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului	15	(358.073)	(355.201)
Cheltuieli privind piața de echilibrare	15	(1.490.940)	(3.229.286)
Cheltuieli privind serviciile de sistem	15	(234.590)	(300.957)
Amortizare	16	(151.497)	(143.512)
Cheltuieli cu personalul	17	(263.416)	(238.154)
Reparații și mentenață		(25.331)	(25.486)
Cheltuieli cu materiale și consumabile		(11.185)	(9.190)
Alte cheltuieli din exploatare	18	(85.134)	(87.759)
Total cheltuieli din exploatare		(2.620.166)	(4.389.544)
Rezultat din exploatare		310.211	281.921

Venituri financiare		55.131	20.072
Cheltuieli financiare		(30.751)	(4.198)
Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor		(145)	-
Rezultat financiar net	19	24.235	15.874
Rezultat înainte de impozitul pe profit		334.446	297.795
Impozit pe profit	13	(39.459)	(21.381)
Rezultatul exercițiului din operațiuni continue		294.987	276.414
REZULTATUL EXERCITIULUI
Atribuibil: Proprietarilor Grupului		294.987	276.414
Intereselor Minoritare		-	-
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei/acțiune)		4,02	3,77

CNTEE TRANSELECTRICA SA- IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A CONTULUI DE PROFIT ȘI PIERDERE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	30 iunie 2025 IFRS	30 iunie 2024 IFRS
Rezultatul exercițiului	294.987	276.414
Alte elemente ale rezultatului global Elemente care nu vor fi reclasificate în contul de profit și pierdere, din care: - Efectele impozitării aferente rezervei din reevaluare - Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale	(42) -	(3.758) -
- Pierdere actuarială aferentă planului de beneficii determinate	-	-
Alte elemente ale rezultatului global (AERG)	(42)	(3.758)
Rezultatul global total	294.945	272.656

Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 11 august 2025:

Directorat,

Ștefăniță	Victor	Cătălin-Constantin	Cosmin-Vasile	Florin-Cristian
MUNTEANU	MORARU	NADOLU	NICULA	TĂTARU
Președinte	Membru	Membru	Membru	Membru
Directorat	Directorat	Directorat	Directorat	Directorat

Ana-Iuliana Dinu Director Direcţia Economică și Financiară

Cristiana Zîrnovan Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială

CNTEE TRANSELECTRICA SA – IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCIȚIUL FINANCIAR ÎNCHEIAT LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	Capital Social	Prima de emisiune	Rezerve Legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultatul reportat	Atribuibil grupului	Interese minoritare	Total
Sold la 1 ianuarie 2025	733.031	49.843	146.606	1.596.896	256.747	2.873.861	5.656.984		- 5.656.984
Rezultatul global al periodei	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rezultatul exerciţiului	-	-	-	-	-	294.987	294.987	-	294.987
Alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Recunoaşterea pierderii/profit actuarial aferent planului de beneficii	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Datoria privind impozitul amânat aferent rezervei din reevaluare	-	-	-	(42)	-	-	(42)	-	(42)
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	(42)	-	-	(42)	-	(42)
Total rezultat global al perioadei	-	-	-	(42)	-	294.987	294.945	-	294.945
Majorarea rezervei legale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat	-	-	-	(57.758)	-	57.758	-	-	-
Interese minoritare	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Alte elemente	-	-	-	-	-	(1.895)	(1.895)	-	(1.895)
Total alte elemente	-	-	-	(57.758)	-	55.863	(1.895)	-	(1.895)
Derecunoaşterea imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Subvenții aferente imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	2.291	-	2.291	-	2.291
Alte rezerve	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Distribuire dividende	-	-	-	-	-	(279.285)	(279.285)	-	(279.285)
Total tranzacţii cu proprietarii	-	-	-	-	2.291	(279.285)	(276.994)	-	(276.994)
Sold la 30 iunie 2025	733.031	49.843	146.606	1.539.096	259.038	2.945.426	5.673.040		- 5.673.040

CNTEE TRANSELECTRICA SA – IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCIȚIUL FINANCIAR ÎNCHEIAT LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

IFRS	Capital Social	Prima de emisiune	Rezerve Legale	Rezerve din reevaluare	Alte rezerve	Rezultatul reportat	Atribuibil grupului	Interese minoritare	Total
Sold la 1 ianuarie 2024	733.031	49.843	146.606	1.738.703	195.751	2.204.203	5.068.137	-	5.068.137
Rezultatul global al periodei	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Rezultatul exerciţiului	-	-	-	-	-	556.973	556.973	-	556.973
Alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Recunoaşterea pierderii/profit actuarial aferent planului de beneficii	-	-	-	-	-	(414)	(414)	-	(414)
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Datoria privind impozitul amânat aferent rezervei din reevaluare	-	-	-	(6.014)	-	-	(6.014)	-	(6.014)
Total alte elemente ale rezultatului global	-	-	-	(6.014)	-	(414)	(6.428)	-	(6.428)
Total rezultat global al perioadei	-	-	-	(6.014)	-	556.559	550.545	-	550.545
Majorarea rezervei legale	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat	-	-	-	(135.761)	-	135.761	-	-	-
Interese minoritare	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Alte elemente	-	-	-	-	-	(2.137)	(2.137)	-	(2.137)
Total alte elemente	-	-	-	(135.761)	-	133.624	(2.137)	-	(2.137)
Derecunoaşterea imobilizărilor de natura patrimoniului public prin înregistrarea HG nr. 615, 682 si 683 din 2019 prin care s a modificat inventarul bunurilor din domeniul public	-	-	-	(31)	-	-	(31)	-	(31)
Subvenții aferente imobilizărilor de natura patrimoniului public	-	-	-	-	60.996	-	60.996	-	60.996
Alte reserve	-	-	-	-	-	-	-	-	-
Distribuire dividende	-	-	-	-	-	(20.525)	(20.525)	-	(20.525)
Total tranzacţii cu proprietarii	-	-	-	(31)	60.996	(20.525)	40.440	-	40.440
Sold la 31 decembrie 2024	733.031	49.843	146.606	1.596.896	256.747	2.873.861	5.656.984	-	5.656.984

CNTEE TRANSELECTRICA SA - IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	30 iunie 2025 IFRS	30 iunie 2024 IFRS
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profit/Pierdere netă	294.987	276.414

Ajustări pentru:
Cheltuiala cu impozitul de profit	39.459	21.381
Cheltuieli cu amortizarea Cheltuieli cu ajustările pentru deprecierea creanțelor	151.497	143.512
comerciale	2.132	19
Venituri din reversarea provizioanele pentru deprecierea	(218)	(2.057)
creanțelor comerciale
Pierderi din debitori diverși	1.724	2.918
Cheltuieli/Venituri nete cu ajustările pentru deprecierea debitorilor diverși	64	1.610
Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea stocurilor	(606)	796
Profit/Pierdere din vânzarea de imobilizări corporale, net	(1.490)	4.383
Cheltuieli nete cu ajustările de valoare privid imobilizările	-	-
corporale
Cheltuieli/Venituri privind provizioanele pentru riscuri și cheltuieli, net	(2.093)	(5.788)
Cheltuieli financiare nete privind ajustările pentru
pierderea de valoare a imobilizărilor	(178)	201
Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi și venituri	(26.503)	(16.256)
nerealizate din dif de curs valutar
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant	458.775	427.132

Modificări în:
Stocuri	(2.319)	(4.390)
Clienți și conturi asimilate	1.072.943	(1.285.890)
Datorii comerciale și alte datorii	(1.177.919)	1.134.726
Titluri puse în echivalenţă	145	-
Alte impozite şi obligaţii pentru asigurări sociale	(5.811)	(3.942)
Venituri în avans	184.137	51.086
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare	529.951	318.722

Dobânzi plătite	(1.587)	(1.604)
Impozit pe profit plătit	(39.394)	(23.974)
Numerar net generat din activitatea de exploatare	488.970	293.144
Fluxuri de trezorerie utilizate în activitatea de
investiţii
Achiziţii de imobilizări corporale şi necorporale	(199.910)	(259.497)
Titluri de participare deţinute la GECO COMPANY	(3.750)	-
Încasări din finanţare nerambursabilă CE	8.121	2.712
Dobânzi încasate	6.311	3.627
Încasări din vânzarea de imobilizări corporale	3.106	-
Dividende încasate/plătite	22.124	14.650
Numerar net utilizat în activitatea de investiţii	(163.998)	(238.508)

CNTEE TRANSELECTRICA SA - IFRS UE SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE LA 30 IUNIE 2025 (Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)

	30 iunie 2025 IFRS	30 iunie 2024 IFRS
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de finanţare
Rambursări împrumuturi pe termen lung	(11.999)	(11.981)
Utilizare linie de credit capital de lucru Utilizare linie de credit Filiale	6.686 4.274	- (2.013)
Rambursări împrumuturi pe termen scurt	-	-
Plăţi leasing clădire	(6.656)	(5.715)
Dividende plătite	(7)	(20.412)
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare	(7.702)	(40.121)
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie	707.174	526.900
Creșterea/(diminuarea) netă a numerarului și echivalentelor de numerar	317.270	14.515

Numerar şi echivalente de numerar la sfârşitul perioadei	1.024.444	541.415

1. DESCRIEREA ACTIVITAŢII SI INFORMAŢII GENERALE

Situațiile financiare consolidate la 30 iunie 2025 ale Grupului întocmite în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană cu modificarile ulterioare (IFRS-EU) sunt disponibile la sediul social al Companiei situat în Strada Olteni nr. 2-4 sector 3, București.

Situațiile financiare consolidate ale Grupului întocmite la data de 30 iunie 2025 nu sunt auditate.

STRUCTURA GRUPULUI

Companiile care intră în perimetrul de consolidare precum şi procentul participaţiilor deţinute de Companie sunt prezentate în continuare:

Entitatea	Ţara	30 Iunie 2025	31 Decembrie 2024
	de origine	% participaţie	% participaţie

SMART SA	România	100%	100%
TELETRANS SA	România	100%	100%
GECO POWER COMPANY	România	25%	0%

SMART SA

Adresa sediului social este în B-dul Magheru nr. 33 sector 1 București și sediul central este la punctul de lucru B-dul Gheorghe Șincai nr. 3, Clădirea "Formenerg", et.1, sector 4 București.

Filiala oferă servicii profesionale la un nivel de performanţă ridicat, respectiv, mentenanţă, reparaţii, expertizări, consultanţă pentru:

Aparataj şi echipamente de joasă, medie, înaltă şi foarte înaltă tensiune pana la 750kV inclusiv,
Echipamente şi circuite de protecţii, automatizări, măsură, comandă control,
Transformatoare şi autotransformatoare de toate puterile şi toate tensiunile,
Linii electrice aeriene şi în cablu de toate nivelele de tensiune.

TELETRANS SA

Adresa sediului social este în B-dul Hristo-Botev, nr. 16 – 18, sector 3, București și sediul central este la punctul de lucru din strada Str. Stelea Spătarul nr. 12, sector 3, București.

Filiala are un înalt nivel de competenţă în domenii cu un caracter profund de unicitate privind managementul sistemelor şi proceselor din industria energiei.

Rețele publice de comunicații electronice (începând cu data de 11.11.2004);
Servicii de comunicații electronice destinate publicului: (i) Servicii de linii închiriate și (ii) Servicii de comunicații electronice, altele decât telefonie și linii închiriate (începând cu data 01.07.2003);
Rețele și servicii private de comunicații electronice (începând cu data de 15.01.2003).
De asemenea, personalul TELETRANS beneficiază de certificări cu relevanță în operarea și administrarea sistemelor IT&C dedicate infrastructurilor critice.

Serviciile furnizate de Teletrans au fost în principal servicii de IT/Tc către Transelectrica, servicii de mentenanţă a sistemului de contorizare locală la nivelul staţiilor electrice ale Companiei, servicii de mentenanţă a sistemului de telecontorizare aferent pieţei angro de energie electrică şi servicii de telecomunicaţii prin comercializarea excedentului de capacităţi existente în infrastructura de comunicaţii de fibră optică.

GECO POWER COMPANY

Societatea a fost înființată în concordanță cu:

Hotărârea nr.4 a Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor din data de 12 august 2024 prin care Adunarea generală extraordinară a acționarilor Companiei a aprobat participarea Companiei la capitalul social al unei noi societăți, alături de celelalte părți relevante desemnate la nivelul Republicii Azerbaidjan, Georgiei, și Ungariei, cu excepția obiectului principal de activitate care va fi "Activități ale holdingurilor" activitate codificată CAEN 642, respectiv 6420,
Memorandumul de înțelegere prin care Părțile convin să depună eforturile necesare pentru a

întreprinde demersurile privind înființarea unei societăți de tip Joint Venture, cu sediul în Romania, între Transelectrica, AzerEnerji JSC, Georgian State Electrosystem și MVM Zrt., semnat în data de 27 mai 2024 la București,

Memorandumul de înțelegere între ministerele de resort din România, Republica Azerbaidjan, Georgia, Romania și Ungaria privind cooperarea în domeniul energiei verzi, semnat în data de 21.11.2023 la Budapesta (Ungaria),
Memorandumul de înțelegere privind înființarea unei societăți de tip Joint Venture între entitățile relevante ale guvernelor Republicii Azerbaidjan, Georgorgiei, României și Ungariei semnat în data de 25.07.2023 la București, prin care Transelectrica este desemnată parte relevantă pentru România,
Acordul din 17 decembrie 2022 între guvernele Republicii Azerbaidjan, Georgiei, României și Ungariei privind Parteneriatul strategic în domeniul dezvoltării și transportului energiei verzi, luând în considerare inițiativa comună a Georgiei și a României pentru dezvoltarea și implementarea proiectului cablului submarin în Marea Neagră și studiul de fezabilitate în derulare pentru acest proiect care a început la 11 aprilie 2022, inițiat de Georgia la care s-a alăturat Romania și Republica Azerbaidjan,

Adresa sediului social este în Romania, București, Sector 3, Str. Olteni nr.2-4, etaj 3, camera 306, obiectul de activitate fiind Activități ale holdingurilor.

Capitalul social subscris si varsat al societății este de 15 mil lei, fiind împărțit într-un număr de 1.500.000 părți sociale cu o valoare nomială de 10 lei/parte socială

Capitalul social este detinut de către asociați astfel:

" AZERENERJI" Open Joint Stock Company, aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
JSC Georgian State Electrosystem, aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
MVM Energy Private Limited Liability Company aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%,
Compania Națională de Transport al Energiei Electice Transelectrica SA , aport la capitalul subscris 25% reprezentând un număr de 375.000 părți sociale cu o valoare nominală de 10 lei/parte socială și în valoare totală de 3,75 mil lei, participare la beneficii 25% și participare la pierderi 25%.

Misiunea Grupului

2. BAZELE ÎNTOCMIRII

Declaraţie de conformitate

Situatiile Financiare Interimare Consolidate sunt prezentate în conformitate cu cerinţele IAS 34 Raportarea financiară interimară. Acestea nu includ toate informațiile necesare pentru un set complet de situații financiare în conformitate Standardele Internaționale de Raportare Financiară ("SIRF") şi trebuie să fie citite împreună cu Situaţiile Financiare Consolidate întocmite la data şi pentru exercitiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024, întocmite în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară ("IFRS") adoptate de Uniunea Europeană ("IFRS-UE"). Cu toate acestea, anumite note explicative sunt incluse pentru a explica evenimentele și tranzacțiile care sunt semnificative pentru înțelegerea modificărilor survenite în poziția financiară și performanța Grupului de la ultimele situații financiare anuale consolidate la data de și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

Utilizarea de estimări şi judecăţi

Raționamentele semnificative utilizate de către conducere pentru aplicarea politicilor contabile ale

Grupului și principalele surse de incertitudine referitoare la estimări au fost aceleași cu cele aplicate situațiilor financiare consolidate la data de și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024.

3. POLITICI CONTABILE

Derecunoaştere capitalizării consumului propriu tehnologic

Până la 31 decembrie 2021, situatiile financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 au fost echivalente cu IFRS-UE. Începând cu 31 decembrie 2022, conform Ordinului Ministerului Finantelor Publice (OMFP) nr. 3900/2022 s-a a inclus o noua clauză legată de acoperirea consumului propriu tehnologic, faţă de costurile incluse în tarifele reglementate, care se capitalizează trimestrial si sunt recunoscute ca imobilizări corporale, iar activele rezultate în urma capitalizării se amortizează pe o perioadă de 5 ani de la data capitalizării (a se vedea setul primar de situatii financiare in conformitate cu OMFP nr. 2844/2016).

Grupul a întreprins măsurile impuse în vederea respectarii cerințelor întocmirii și publicării situațiilor financiare consolidate aferente exercițiului financiar 2024 şi în conformitate cu IFRS-UE cu retratarea soldurilor de deschidere, cu respectarea referentialului International de Raportare Financiară IAS 38 Imobilizări necorporale.

Elaborarea unui set de situaţii financiare consolidate conforme cu IFRS-UE s-a realizat pentru a răspunde cerinţelor Autoritatii de Supraveghere Financiară, respectiv pentru conformitatea de incadrare in prevederile art.65 alin.(3), din Legea nr.24/2017 privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață, republicată, cu modificările și completările ulterioare.

În situația poziției financiare Grupul a ajustat valorile raportate în situațiile financiare consolidate întocmite la data de 30.06.2025 în conformitate cu prevederile OMFP 2844/2016, respectiv elementele care au fost derecunoscute sunt următoarele:

Derecunoșterea imobilizărilor necorporale nete reprezentate de CPT suplimentar în valoare de 253.226.

În contul de profit și pierdere Grupul a ajustat valorile raportate în situațiile financiare consolidate întocmite la data de 30.06.2025 în conformitate cu prevederile OMFP 2844/2016, respectiv elementele care au fost derecunoscute sunt următoarele:

Derecunoaștere Venituri din capitalizarea CPT în valoare de 924.
Derecunoaștere Cheltuiala cu amortizarea imobilizărilor corporale cu privire la CPT suplimentar în valoare de 45.474.
Efectul impozitului impozitului amânat aferent ajustărilor de mai sus în valoare de (7.128).

Bazele consolidării

(i) Filiale

Dintre filialele Companiei societăţile filialele Smart și Teletrans sunt incluse în perimetrul de consolidare financiară a Grupului. La întocmirea situațiilor financiare consolidate, situațiile financiare ale societății-mamă și ale filialelor care urmează să fie consolidate sunt combinate linie cu linie prin adunarea elementelor similare de active, datorii, capitaluri proprii, venituri și cheltuieli. Situațiile financiare ar trebui să prezinte informații financiare despre Grup ca o singură entitate economică, eliminând astfel soldurile și tranzacțiile intragrup.

Nu au fost luate în considerare la întocmirea situaţiilor financiare consolidate:

filiala Formenerg întrucât conform legislației contabile aplicabile, impactul activităţii acesteia este considerat nesemnificativ pentru scopul consolidării,
filiala OPCOM întrucât administrarea se desfăşoară potrivit reglementărilor stabilite de ANRE, iar Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale acesteia.

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

CNTEE Transelectrica SA 97,84%
Statul Român prin Secretariatul General al Guvernului 2,16%.

a. puterea asupra entității în care are investiția

b. expunerea sau drepturile la randamente variabile de la implicarea sa cu entitatea în care s-a investit

c. capacitatea de a-și folosi puterea asupra entității investite pentru a afecta valoarea rentabilității investitorului.

(ii) Investiții în entitățile asociate și în asocierile în participație

(iii) Pierderea controlului

(iv) Tranzacţii eliminate la consolidare

4. IMOBILIZĂRI CORPORALE, NECORPORALE ȘI FINANCIARE

a) Imobilizări corporale

Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 kV București Sud – 43.410;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în Stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și 400/220/110/20 kV Bradu – 26.430;
Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu 26.405;
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (H.CA nr. 17/2007) 15.009;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 8.905;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Reşiţa Timişoara Săcălaz Arad Etapa I LEA 400 kV s.c. Porţile de Fier - (Anina) – Reşiţa – 8.322;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 7.866;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 7.535;
Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montare de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 5.274;
Rel/prot. rețea înaltă tensiune 400 kV LEA 400 kV s.c Urechești-Domnești și LEA 400 kV s.c Brazi Vest-Domnești la intersecția cu Autostrada de Centură București-KM 0+000, KM 100+900, Lotul 3, Sector1, KM 85+300, KM 100+765 - Centura Sud, Sector 2, KM:0+00 – 3.088;
Înlocuirea componentelor hardware, actualizarea și dezvoltarea aplicațiilor specifice ale Platformei Pieței de Echilibrare - II DAMAS, componenta achiziție servicii de migrare și upgrade, aplicații specifice Pieței de Echilibrare – 2.724;
Trecerea la 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest Teleajen Stâlpu, inclusiv achiziție AT 400 MVA 400/220/20 kV, lucrări de extindere stațiile 400 kV și 220 kV aferente, în Stația 400/220/110 kV Brazi Vest – 2.240.

În semestrul I 2025, cele mai mari transferuri din imobilizări corporale în curs la imobilizări corporale, în sumă de 319.517, sunt reprezentate în principal de punerea în funcţiune a obiectivelor de investiţii, din care enumerăm pe cele mai semnificative:

Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Reșița Timișoara Săcălaz Arad Etapa I LEA 400kV s.c. Porțile de Fier - (Anina) – Reșița – 176.795;
Creșterea siguranței în funcționare a zonei de rețea Argeș-Vâlcea, realizarea Stației 400 kV Arefu și montarea unui AT 400 MVA, 400/220 kV – 83.360;
LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan (Etapa I de finanțare) 30.738;
Mărirea capacității de transport a LEA 220 kV Stejaru Gheorgheni Fântânele 14.832;
Optimizarea funcționării LEA 400kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montarea de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 4.765;
Înlocuire instalație interioară de încălzire și climatizare clădire administrativă sediul U.T.T Bucuresti (S.F+P.T+C.S) – 2.719;
Eliberarea amplasamentului și realizarea condițiilor de coexistență între drum de legatură DN 69 cu A1 și LEA 220 kV Arad - Calea Aradului – 1.927;
Cumpărarea cotei-parți de 49,6% deținută de către Smart SA din imobilul "Centru de Instruire Păltiniș" 1.703;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa I Înlocuire bobine compensare, celule aferente și celula 400 kV Stupina – 955;
Racordare la RED Centrală Electrică Fotovoltaică CEF Cristești, comuna Cristești, jud. Mureș 488;
Înlocuire baterii de acumulatori nr. 1 și nr. 2 220 V c.c. și 220 kV din Stația 400/220/110 kV Slatina 773;
Extinderea sistemului Wi-Fi acces rețea proprie și internet 374;
Reglementarea coexistenței între LEA 400 kV Bradu-Brașov în deschiderea stâlpilor nr. 314 nr. 315 și drumul național DN73F km 0+000-8+450 – 358;
Grup electrogen mobil 110 KVA la STT Sibiu 81;
Parc Fotovoltaic 1,955 MW, NC39234, localitatea Ciprian Porumbescu, jud. Suceava Lucrări de întărire RED în instalaţiile CNTEE Transelectrica SA – 80;
Realizarea condițiilor de coexistență aferente obiectivului "Racordarea LEA 110 kV Gutinaș Focșani Nord în Stația 110 kV Mărășești și organizare de șantier cu LEA 400kV Gutinaș – Smârdan" – 70.

Soldul imobilizărilor corporale în curs de execuţie la 30 iunie 2025, în sumă de 836.630, este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:

LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan 281.732;
Retehnologizarea Stației electrice de transformare 400/110 kV Pelicanu 66.226;
Instalarea a două mijloace moderne de compensare a puterii reactive în stațiile 400/220/110/20 kV Sibiu Sud și Bradu – 58.786;
Creșterea gradului de siguranță în alimentarea consumatorilor din zona de sud a municipiului București, racordați la Stația 400/220/110 kV București Sud – 58.616;
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare RET (H.CA nr. 17/2007) 50.083;
Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46.885;
Retehnologizarea Stației 400 kV Isaccea Etapa II 43.468;
Retehnologizarea Stației 400/110/20 kV Smârdan 39.809;
Staţia 400 kV Stâlpu 38.333;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Medgidia Sud 26.706;
Retehnologizarea Stației 110 kV Timișoara și Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier Anina - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad, etapa II: Stația 400 kV Timișoara – 9.399;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 8.563;
LEA 400 kV Gădălin Suceava, inclusiv interconectarea la SEN (H.CA nr. 7/08.07.2010) 8.524.388;
Optimizarea funcționării LEA 400 kV existente în SEN, folosite în interconexiune și pentru evacuare putere din centrala nucleară Cernavodă și centralele de energie regenerabilă din Dobrogea, prin montare de sisteme on-line (tip SMART GRID) – 7.149;
Relocare rețele electrice de înaltă tensiune LEA 400 kV(220 kV) Gutinaș Focșani Vest circuit comun cu LEA 400 (220) kV Focșani Vest-Barboși și Autostrada Buzău –Focșani - Proiectare Execuție – 5.329;
Trecerea la 400 kV a LEA 220 kV Brazi Vest Teleajen Stâlpu, inclusiv achiziție AT 400 MVA 400/220/20 kV, lucrări de extindere stațiile 400 kV și 220 kV aferente, în Stația 400/220/110 kV Brazi Vest – 5.290;
Relocare rețelelor 220 kV pentru Autostrada de centură București, KM 0+000 KM 52+770, LOT 4 KM 47+600 - KM 52+070 – 4.530;
Modernizarea instalațiilor de 110 kV și 400 (220 kV) din Stația Focșani Vest 4.513;
LEA 400 kV Suceava Bălți, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României 4.475;
Sistem integrat de securitate la staţii electrice, etapa IV 4.278;
Implementarea funcțiilor noi și modificărilor software în sistemul informatic EMS SCADA pentru punerea în aplicare a cerințelor legislative europene și nationale – 4.251;
Centru de cercetare și dezvoltare a tehnologiilor de lucru sub tensiune (LST) și intervenție rapidă în SEN - etapa II – 4.178;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier Reşiţa Timişoara Săcălaz Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Resița - Timișoara – Săcălaz – 3.853;
Extindere cu noi funcţionalităţi a sistemului de control şi evidenţă informatizată a accesului în obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3.201;
Rel/prot. rețea înaltă tensiune 400 KV-LEA 400 KV s.c Urechești-Domnești și LEA 400 KV s.c Brazi Vest-Domnești la intersecția cu Autostrada de Centură București-KM 0+000, KM 100+900, Lotul 3, Sector1, KM 85+300, KM 100+765-Centura Sud, Sector 2, KM:0+00 – 3.088;
Celule mobile de 110 kV, 220 kV și 400 kV 3.016;
Sistem integrat de securitate la stații electrice, etapa III (H.CA nr. 2/2008) 2.798;
Modernizare Stație 220/110 kV Calafat 2.777;
Proiect Pilot Retehnologizare Staţia 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de staţie digitală 2.625;
Deviere LEA 110 kV Cetate 1 si 2 în vecinatatea Stației 110/20/6 kV Ostrovul Mare 2.578
Racordarea la RET a CEE Dumești 99 MW și CEE Românești 30 MW, județul Iași, prin realizarea unei celule de linie 110 kV în Stația electrică 220/110 kV Fai – 2.546;
Racordare la rețeaua electrică de interes public a locului de producere CEF 7.5 MW Anasun Energy SRL amplasată în zona loc. Ulmi - Jud. Dâmbovița – 2.202.

b) Imobilizări necorporale

Imobilizări necorporale în curs de execuție

Modernizarea sistemului de mesagerie electronică în cadrul CNTEE Transelectrica SA 12.854;
Dezvoltare software dedicat, necesar determinării cantităților de rezerve utilizând metoda probabilistică – 5.940;
Sistem de monitorizare a calității energiei electrice (Power Quality Monitoring System, PQMS) 3.013;
Dezvoltare platforma MARI 2.532;
Program pentru calculul off-line al curenților de scurtcircuit, verificarea reglajelor protecțiilor, determinarea echivalenților de sistem și simularea scenariilor de defect în rețele electrice - 2.570.

În semestrul I 2025 s-au înregistrat transferuri din imobilizări necorporale în curs la imobilizări necorporale în sumă de 13.207 lei, din care cele mai importante sunt:

Înlocuirea componentelor hardware, actualizarea și dezvoltarea aplicațiilor specifice ale Platformei Pieței de Echilibrare - II DAMAS, componenta achiziție servicii de migrare și upgrade, aplicații specifice Pieței de Echilibrare – 11.539;
Program off-line pentru realizarea modelelor individuale de rețea, calcul regim permanent, calcul capacitate transfrontalieră, modul de conversie format CGMES (cf. cerințe ENTSO-E), în vederea programării și funcționării SEN pe diverse orizonturi de timp – 1.117.

Imobilizări financiare

Soldul imobilizărilor financiare la 30 iunie 2025 în valoare de 41.281, este reprezentat, în principal:

de acțiuni deținute de Companie, valoarea netă a acestora este de 37.677;
de garanții pentru ocuparea temporară a terenului, calculate și reținute în conformitate cu art. 39 alin. (1), alin. (2) și alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, în vederea realizării obiectivelor de investiții, astfel:
- LEA 400 kV Reșița Pancevo (Serbia) în sumă de 4.200;
- LEA d.c. 220 kV Ostrovu Mare RET în sumă de 209.

c) Imobilizări aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing

Contractul nr. C232 intrat în vigoare cu 01.10.2020, valabil pe o perioadă de 5 ani, are valoarea de 9.000.000 euro (fără TVA).

La data de 30 iunie 2025, valoarea contabilă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum este în sumă de 6.376.255 lei.

Pentru acest contract, Compania achită un cuantum lunar de 16.67 euro/mp (fără TVA) pentru închirierea spaţiilor de birouri, rezultând o valoare anuală de cca. 1,8 mil. euro.

La 30 iunie 2025, valoarea netă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de filiale în clădirile respective de birouri este 1.898.

5. CREANȚE COMERCIALE ȘI ALTE CREANȚE

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, creanțele comerciale și alte creanțe se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Creanţe comerciale Alte creanţe Avansuri catre furnizori	2.185.244 250.410 286.934	2.708.161 233.647 769.896
TVA de recuperat	184.593	272.236
Ajustari pentru deprecierea creanţelor comerciale incerte	(127.875)	(128.066)
Ajustări pentru deprecierea altor creanţe incerte	(73.092)	(73.033)
Total	2.706.214	3.782.840

Structura creanțelor comerciale se prezintă astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Clienţi – piaţa de energie din care: - clienti - activitate operaţională – energie	2.174.610 1.412.605	2.698.954 1.898.742
- clienti - piaţa de echilibrare	641.310	667.862
- clienti - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă	120.695	132.351
Clienţi din alte activităţi	10.634	9.206
Total creanţe comerciale	2.185.244	2.708.161

supracompensare pentru perioada 2011-2013 în sumă de 76.702, respectiv de la RAAN 63.467 și CET Govora SA - 13.235;
bonus necuvenit pentru 2014, în sumă de 3.915, respectiv de la RAAN 1.981, CET Govora 1.934;
bonus necuvenit pentru 2015, în sumă de 564, respectiv de la CET Govora 534, Interagro 30;
bonus necuvenit pentru 2020, în sumă de 522 de la Donau Chem;
bonus necuvenit pentru 2024, în sumă de 0,094 de la Municipiul Iaşi;
contribuție pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, în sumă de 20.510, respectiv de la: Transenergo Com – 5.882, Petprod - 4.391, Romenergy Industry – 2.681, RAAN - 2.386, UGM Energy – 1.504, CET Govora – 901, KDF Energy – 474 și alții.

Până la data prezentei raportări financiare, Compania a încasat toate creanțele aferente supracompensării activității privind schema de sprijin pentru anul 2024, suma de 8.601, de la Contourglobal Solutions, precum și suma de 8.401 din bonusul necuvenit stabilit prin Decizii ANRE pentru anul 2024, de la următorii producători: Bepco SRL, Electro Energy Sud, Electrocentrale București, Electrocentrale Craiova, Electroutilaj SA, Municipiul Iaşi, Soceram SA, Termoficare Oradea, Thermoenergy Group şi Vest Energo.

creanțelor și datoriilor reciproce, Compania a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență: "în cazul în care producătorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plătește producătorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător și obligațiile de plată ale producătorului referitoare la schema de sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective" și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.

Prin cererea de chemare în judecată formulată de Transelectrica SA, aceasta a solicitat obligarea pârâtei RAAN la plata sumei de 86.513.

dosarul nr. 3014/2/2014, având ca obiect anulare decizie Președinte ANRE nr. 743/2014.

Soluția Tribunalului Mehedinți: "Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta RAAN la plata către reclamant Transelectrica a sumei de 16.950 creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. Obligă pârâta să plătească reclamantei 1000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată azi 20.06.2019 în şedinţă publică". Document: Hotarâre 163/2019 20.06.2019.

În data de 26.03.2020, termenul de judecată a fost preschimbat, următorul fiind în data de 21.05.2020.

La termenul de judecată din data de 03.02.2021, ICCJ a admis excepția tardivității cererii de revizuire și nu s-a mai pronunțat asupra inadmisibilității acesteia.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanțe: 2.162 + 16.951.

Termen continuare procedură pentru încasare creanțe, valorificare bunuri și îndeplinirea celorlalte operațiuni de operațiuni de lichidare: 17.09.2025.

În aceste condiții, Compania aplică dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/2013 pentru datoriile și creanțele reciproce născute ulterior procedurii insolvenței, în sensul reținerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurența sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei. Transelectrica a fost înscrisă în Tabelul preliminar și în cel definitiv cu o creanță în valoare totală de 28.200, din care suma de 25.557 este aferentă schemei de sprijin. Menționăm faptul că, această creanță în sumă de 21.962 lei, reprezentând debit principal și penalități aferente facturii nr. 8116/08.04.2016 este

înscrisă sub condiția suspensivă a pronunțării unei hotărâri judecătorești definitive în favoarea ANRE în dosarul nr. 2428/2/2014 aflat pe rolul Curții de Apel București, având ca obiect anularea deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014.

La termenul din data de 18.07.2018, Tribunalul Vâlcea a pronunțat următoarea soluție:

- Fixează termen de fond pentru continuarea procedurii la data de 8 oct.2018.

Prin Decizia nr. 766/03.12.2018, Curtea de Apel Pitești a anulat suma de 28.014 – reprezentând obligație înscrisă de Companie în Tabloul Creditorilor (Dosarul nr. 1396/90/2016).

În aceste condiții, Compania a inclus suma de 22.188 aferentă schemei de sprijin în contul debitori diverși, analitic distinct - ANRE, cu impact în poziția netă a schemei de sprijin.

Totodată, se prelungește și închiderea financiară a schemei de sprijin și se va efectua în primul semestru al anului 2034.

Alte creanțe

La data de 30 iunie 2025, alte creanțe în sumă de 250.410 includ în principal:

debitori diverși (116.938), din care:
- penalități de întârziere la plată calculate clienților rău platnici, în sumă de 80.286 (din care suma de 25.854 reprezintă penalități aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalități de întârziere la plată au fost înregistrate de clienții: Romelectro (24.464), RAAN (16.901), Electromontaj (11.471), CET Govora (9.607), OPCOM (4.301), Total Electric Oltenia (3.289), Multiservice G&G SRL (2.162), Petprod (1.894), ISPE Proiectare şi Consultanţă (1.068), GE Digital Services Europe (835). Pentru penalitățile calculate pentru plata cu întârziere a creanțelor din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
- compensații datorate de furnizori pentru nelivrarea energiei electrice: Arelco Power (988), Enol Grup (2.541) şi Next Energy Partners (8.395). Pentru compensațiile datorate de furnizorii din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
- creanța de recuperat de la OPCOM reprezentând TVA-ul aferent aportului în natură la capitalul filialei în sumă de 4.517.
sume primite cu caracter de subvenţie (62.089), din care 38.114 aferentă contractelor de racordare la RET;
cheltuieli înregistrate în avans în sumă de 24.689 reprezentate în principal de: taxa pe stâlp (10.910) cotizații interne şi internaţionale (4.041), impozite şi taxe aferente anului 2025 (2.118), CPT (1.932), contribuție anuală ANRE aferentă anului 2025 (1.336), polițe asigurări (1.107), chirie și mentenanță clădire birouri (755) și altele;
alte creanțe sociale în sumă de 5.673 reprezentând concedii medicale achitate de angajator salariaților și care urmează a fi recuperate de la Casa Națională de Asigurări de Sănătate, conform legislației în vigoare.

Avansuri către furnizori

În calitate de Agent de Transfer și de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA și MAVIR.

În calitate de Agent de Transfer, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA, MAVIR și IBEX.

Data de 28 octombrie 2021 a reprezentat startul noii cuplări de succes SDAC Single Day-ahead Coupling, rezultatul cooperării dintre Operatorii Desemnați ai Pieței de Energie Electrică (OPEED) și Operatorii de transport și sistem (OTS) din Bulgaria și România, respectiv IBEX EAD, OPCOM SA, ESO EAD și CNTEE Transelectrica SA. Scopul SDAC este de a crea o piață de energie pan-europeană unică transfrontalieră pentru ziua următoare. O piață pentru ziua următoare integrată crește eficiența generală a tranzacționării prin promovarea concurenței efective, creșterea lichidității și permiterea unei utilizări mai eficiente a resurselor de producere în întreaga Europă.

În calitate de agent de transfer pentru zona de ofertare a României, CNTEE Transelectrica SA are rolul de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, BRM SA și IBEX.

Lansarea cuplării pieței de energie pe bază de fluxuri în regiunea Core, în data de 08 iunie 2022, a reprezentat tranziţia de la mecanismul de cuplare ICP– Interim Coupling Project la FBMC – Flow Based Market Coupling, optimizând piața europeană de energie electrică pentru 13 țări: Austria, Belgia, Croația, Republica Cehă, Franța, Germania, Ungaria, Luxemburg, Țările de Jos, Polonia, România, Slovacia și Slovenia.

Începând cu data de 18 Martie 2025 a fost pusă în funcţiune o noua piaţă cuplată de energie electrică, IDA - "IntraDay Auction", care presupune tranzacţii transfrontaliere de energie electrică, între OPCOM şi pieţele de energie electrică din statele vecine ale UE, Ungaria si Bulgaria. Şi în cadrul acestei activităţi, Compania îşi păstrează rolul de Shipper (Agent de transfer).

TVA de recuperat

Ajustări pentru deprecierea creanțelor comerciale, a creanțelor comerciale incerte și pentru alte creanțe incerte

Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Grupul a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală etc.

6. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, numerarul și echivalentele de numerar se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Conturi curente la bănci şi depozite, din care:	1.024.232	707.030
a) conturi curente la bănci și depozite activitatea curentă	414.737	200.420
b) conturi curente la bănci și depozite restrictonate, din care	609.495	506.610
- numerar şi depozite din cogenerare de înaltă eficienţă	181.944	300.321
- numerar din veniturile aferente alocării capacităţilor de interconexiune utilizate pentru investiţii în reţea	7.243	3.903
- numerar din taxa de racordare	222.704	88.099
- fonduri europene	3.470	54
- alte conturi restricționate (garanții piețe de energie și dividende)	194.134	109.417
- fonduri modernizare	-	4.817
Casa	175	144
Alte echivalente de numerar	37	0
Total	1.024.444	707.174

7. CAPITALURI PROPRII

Structura acționariatului la 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024 este următoarea:

	30 iunie 2025		31 decembrie 2024
Actionar	Număr de actiuni	% din capitalul social	Număr de actiuni	% din capitalul social
Statul Român prin SGG	43.020.309	58,69%	43.020.309	58,69%
Alți acționari persoane juridice	16.584.688	22,62%	16.442.683	22,43%
PAVAL HOLDING	4.753.567	6,49%	4.753.567	6,49%
Fondul de pensii administrat privat NN	4.007.688	5,47%	4.007.688	5,47%
Alți acționari persoane fizice	4.936.890	6,73%	5.078.895	6,92%
Total	73.303.142	100,00%	73.303.142	100,00%

Scăderea capitalurilor proprii la data de 30 iunie 2025 față de 31 decembrie 2024 a fost determinată, în principal, de variația următoarelor elemente:

înregistrarea în rezultatul reportat a profitului net, în sumă de 294.987, realizat la data de 30 iunie 2025;
înregistrarea distribuirii profitului aferent anului 2024 ca dividende ce urmează a fi repartizate acționarilor în anul 2025 în sumă de 279.285.

8. VENITURI IN AVANS

Veniturile în avans sunt reprezentate, în principal, de: tariful de racordare, alte subvenții pentru investiții, fonduri europene nerambursabile încasate de la Ministerul Fondurilor Europene, Ministerul Energiei precum și venituri din utilizarea capacității de interconexiune.

La data de 30 iunie 2025, situația veniturilor în avans se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	Din care portiunea pe termen scurt la 30 iunie 2025	31 decembrie 2024	Din care portiunea pe termen scurt la 31 decembrie 2024
Venituri înregistrate în avans -alocare capacitate din interconexiune	11.279	11.279	6.728	6.728
Venituri înregistrate în avans - fonduri europene	2.632	2.632	3.335	3.335
Fonduri din tarif de racordare	432.889	7.265	296.793	7.155
Fonduri Europene	283.178	9.102	232.180	2.299
Alte subvenții	20.237	22	21.211	2.716
Total	750.214	30.300	560.247	22.232

Evoluția veniturilor în avans pe termen scurt în perioada ianuarie - iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	22.232	16.138
Încasări în avans aferente capacității de interconexiune	67.262	93.714
Încasări din fonduri europene	-	2.585
Transfer din venituri în avans pe termen lung	1.110	(2.095)
Venituri din utilizarea capacității de interconexiune	(62.710)	(88.040)
Venituri din fonduri europene	2.408	(70)
Sold la sfârșitul perioadei	30.300	22.232

Evoluția veniturilor în avans pe termen lung în perioada ianuarie - iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	538.015	519.115
Subvenții racordare	142.086	47.520
Fonduri nerambursabile	50.455	43.189
Fonduri nerambursabile de restituit	-	-
Transfer din venituri în avans pe termen scurt	(13.668)	(85.944)
Reluarea la venituri a subvențiilor	3.026	14.134
Sold la sfârșitul perioadei	719.914	538.015

9. ÎMPRUMUTURI

Împrumuturi pe termen lung

La data de 30 iunie 2025, valoarea împrumuturilor pe termen lung s-a diminuat față de 31 decembrie 2024 în principal datorită rambursărilor efectuate conform acordurilor de împrumut existente.

Mișcările în împrumuturi în perioada de trei luni încheiată la 30 iunie 2025 se prezintă, după cum urmează:

	Valută	Rata dobânzii	Valoare contabilă	Scadență
Sold la 1 ianuarie 2025			31.903
Trageri noi			-
Rambursări, din care:			(11.999)
BEI 25709	EUR	3,596%	(5.990)	10-Sep-2025
BEI 25710	EUR	3,856%+2,847%	(6.009)	11-Apr-2028
Diferențe de curs valutar la data rambursării			421
Sold la 30 iunie 2025			715.958.91320.325

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, soldurile împrumuturilor pe termen lung contractate de la instituțiile de credit se prezintă, după cum urmează:

30 iunie 2025	31 decembrie 2024
6.112	11.975
14.213	19.928
20.325	31.903
(18.372)	(23.985)
1.953	7.918

Porțiunea pe termen lung a împrumuturilor va fi rambursată, după cum urmează:

30 iunie 2025	31 decembrie 2024

976	6.483
976	1.435
-	-
1.953	7.918

Grupul nu a efectuat activități de acoperire împotriva riscurilor aferent obligațiilor sale în monedă străină sau expunerii la riscurile asociate ratei dobânzii.

Toate împrumuturile pe termen lung aflate în sold la 30.06.2025 sunt purtătoare de dobândă fixă.

Împrumuturi pe termen scurt

Împrumuturile pe termen scurt sunt detaliate, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Porţiunea curentă a creditelor pe termen lung Credite bancare pe termen scurt	18.372 -	23.985 -
Linii de credit Filiale	19.314	8.354
Dobânzi aferente împrumuturilor pe termen lung şi scurt	185	303
Total împrumuturi pe termen scurt	37.871	32.641

Împrumuturi contractate pentru activitatea curentă

La data de 30.03.2022 Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C624 cu Banca Comercială Română pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență, sub formă de descoperit de cont, în sumă de 175 milioane lei, cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0% și un comision de 0,088%.

acoperirea nevoilor temporare de capital de lucru și prelungirea valabilității contractului cu 12 luni (de la 30.03.2023 la 30.03.2024).

Linia de credit este garantată prin:

ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractele privind contribuția pentru congenerare de înaltă eficiență încheiate cu Electrica Furnizare SA, Enel Energie SA, Enel Energie Muntenia SA, EON Energie România SA.

La data de 30 iunie 2025 linia de credit nu este utilizată.

La data de 10.03.2022 Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C588 cu Banca Transilvania pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea capitalului de lucru al Companiei, în sumă de 200 milioane lei cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0,05%.

Contractul de credit în sumă de 200 milioane lei are următoarea structură:

175 milioane lei linie de credit revolving utilizată pentru acoperirea nevoilor temporare de capital de lucru pentru achitarea în termen a obligațiilor scadente ale Companiei, cu o perioada de utilizare de 12 luni, până la data de 09.03.2023;
25 milioane lei sub forma unui plafon pentru emitere scrisori de garanție bancară, cu o perioada de emitere scrisori de 12 luni, pana la data de 09.03.2023 și o valabilitate a scrisorilor de 24 luni.

La data de 19.04.2023 Transelectrica a încheiat Actul Adițional nr. 3 la contractul de credit nr. C588 încheiat cu Banca Transilvania, având ca obiect modificarea contractelor de garanție.

Linia de credit este garantată prin:

ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractul privind asigurarea serviciului de transport al energiei electrice și a serviciului de sistem încheiat cu Electrica Furnizare SA.

La data de 30 iunie 2025 linia de credit este închisă.

Împrumuturi contractate de către Filiale

În luna august 2024, SMART SA a contractat doua facilităţi de credit multiprodus în lei (RON) de la Banca Comercială Română cu următoarea structură:

46 mil lei în scopul finanţării capitalului de lucru pe o perioadă de 48 luni cu o dobândă variabilă în funcţie de ROBOR 3M la care se adaugă marja băncii (ROBOR 3M + 1,65 p.p.), din care: 15 mil lei credit de tip overdraft, cu caracter revolving (primele utilizări fiind pentru refinanţarea

facilităţii acordate de către Exim – Banca Românească), 10 mil leipentru finanţarea TVA aferentă investiţiilor (proiect PNRR), cu caracter revolving şi facilitate de garantare, cu caracter revolving până la concurenţa sumei de 46 mil lei.

37 mil lei în scopul finanţării capitalului de lucru pe o perioadă de 36 luni cu o dobândă variabilă în funcţie de ROBOR 3M la care se adaugă marja băncii (ROBOR 3M + 1,95 p.p.), din care: 10 mil lei pentru finanţarea capitalului circulant în legătură cu realizarea lucrărilor aferente Contractelor de Lucrări (până la 4,5 mil lei pentru utilizări în legătură cu Proiectul Sunlight Ventures şi până la concurenţa sumei de 10 mil lei utilizări în legătură cu Proiectul Black Sea Renewables, sublimitele pot fi utilizate în orice combinaţie) şi facilitate de garantare, cu caracter revolving până la concurenţa sumei de 37 mil lei.

La data de 30 iunie, s-au efectuat trageri din linia de credit în sumă de 12.627.

La data de 30 iunie, s-au efectuat trageri din linia de credit în sumă de 6.686.

10. a. DATORII COMERCIALE ŞI ALTE DATORII

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoriile comerciale și alte datorii se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Furnizori piaţa de energie	1.590.047	2.253.148
Furnizori de imobilizări Furnizori alte activităţi	199.387 23.831	158.614 45.938
Sume datorate angajaţilor Alte datorii	17.255 1.195.139	16.143 1.381.401
Total	3.025.658	3.855.244

La data de 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, datoriile aflate în sold pe piața de energie în sumă de 1.590.047, respectiv 2.253.148, prezintă următoarea structură:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Furnizori piaţa de energie electrică, din care:
- furnizori – activitate operaţională – energie	952.151	1.496.225
- furnizori - piaţa de echilibrare	627.059	711.977
- furnizori din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă	10.837	44.946
Total	1.590.047	2.253.148

Creșterea soldului "furnizorilor de imobilizări" la 30 iunie 2025 față de 31 decembrie 2024 sunt reprezentate în principal de datoriile neajunse la scadență.

La 30 iunie 2025, Compania nu înregistrează datorii restante către furnizori (bugetul de stat, bugetul local sau alte instituții publice).

Structura datoriilor înregistrate în "alte datorii" se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Creditori diverşi	285.877	385.573
Clienţi-creditori	405.048	850.989
Dividende de plată	279.411	134
Alte datorii	224.802	144.705
Total	1.195.139	1.381.401

"Creditorii diverși", sumă de 285.877 la 30 iunie 2025, reprezintă, în principal:

poziția netă a schemei de sprijin privind cogenerarea de înaltă eficiență, poziție de datorie, în sumă de 265.664.

Poziția netă a schemei de sprijin reprezintă diferența dintre:

valoarea contribuției de colectat de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, valoarea supracompensării activității de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, bonusul necuvenit de încasat de la producători, conform deciziilor ANRE, pe de-o parte, și
valoarea bonusului de cogenerare, a antesupracompensării și a bonusului neacordat de achitat către producătorii de energie în cogenerare de înaltă eficiență, beneficiari ai schemei de sprijin, pe de altă parte
16.359 contracte de studii de soluţie pentru racordarea la RET;
1.779 redevență trim II 2025;
1.041 garanţii și altele.
"Clienții creditori", la data de 30 iuni 2025, sunt în sumă de 405.048, din care 386.445 reprezintă sume încasate în avans în cadrul tranzacțiilor aferente mecanismelor de cuplare prin preț, ICP (Interim Coupling Project), SIDC (Single Intraday Coupling), SDAC (Single Day-ahead Coupling), FBMC (Flow Based Market Coupling) şi IDA (Intra Day Auction), de la: BRM (293.764), IBEX (46.105), MAVIR (21.347), JAO (1.173) şi OPCOM (24.055).
La 30 iunie 2025, dividendele cuvenite acționarilor Companiei și neplătite sunt în sumă de 279.411. Aceste sume se află la dispoziția acționarilor prin intermediul agentului de plată.
"Alte datorii pe termen scurt", în sumă de 224.802, sunt reprezentate, în principal, de garanțiile de bună plată a contractelor încheiate de CNTEE Transelectrica SA în sumă de 196.540, TVA neexigibilă în perioada de raportare în sumă de 17.826 și impozitul minim global estimat aferent Grupului, ca urmare a aplicării prevederilor Legii nr. 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de întreprinderi multinaționale și a grupurilor naționale de mari dimensiuni în sumă de 5.613.

10.b DATORII LEASING

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024

Datorii - Leasing clădiri pe termen scurt	7.428	7.328
Datorii - Leasing clădiri pe termen lung	1.564	1.604
Total	8.992	8.932

11. PROVIZIOANE

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, situația provizioanelor se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024

Provizioane pentru litigii	24.089	25.885
Provizioane pentru contracte mandat	8.448	8.600
Alte provizioane	3.379	1.468
Total	35.916	35.953

Provizioanele pentru litigii aflate în sold la 30.06.2025, în sumă de 24.089, sunt reprezentate în principal de provizioanele constituite pentru următoarele litigii:

Dosarul nr. 36755/3/2018 – reclamant Conaid Company SRL (17.216) – mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 20 – Litigii și contingente.
Dosarul nr. 15561/3/2022 – reclamant SMART SA (4.467) - mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 20 – Litigii și contingente.
Dosarul nr. 3083/3/2020 - reclamant NUCLEARELECTRICA SA (1.473)

În data de 26.06.2020, Nuclearelectrica a chemat în judecată Compania pentru plata sumei de 1.291 reprezenând dezechilibru negativ și 182, dobândă legală.

După mai multe termene în care a fost amânată cauza (26.06.2020, 16.10.2020, 11.12.2020), din diverse motive, la termenul din 22.12.2020, Instanța a obligat Compania la plata către reclamantă a sumei de 1.291, cu titlu de daune interese compensatorii, la plata actualizării acestei sume cu rata inflaţiei de la data de 27.09.2018 şi până la data plăţii efective, la plata sumei de 182 reprezentând dobândă legală penalizatoare calculată de la data de 27.09.2018 şi până la data de 31.01.2020, precum şi la plata în continuare a dobânzii legale penalizatoare, calculată de la data de 01.02.2020 şi până la data plăţii efective. De asemenea, a obligat pârâta la plata către reclamantă a sumei de 23, cu titlu de cheltuieli de judecată, constând în taxă judiciară de timbru. A respins cererea pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată, ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare. (Hotărâre 2698/2020 22.12.2020).

CNTEE Transelectrica SA a declarat apel. În ședința din data de 25.11.2021, Curtea de Apel București admite apelul. Schimbă în parte sentinţa civilă apelată, în sensul că: Respinge ca neîntemeiată cererea de chemare în judecată. Menţine dispoziţia primei instanţe de respingere ca neîntemeiată a cererii pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată. Obligă intimata-reclamantă la plata către apelanta-pârâtă a sumei de 21 cu titlu de cheltuieli de judecată în apel. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare, cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor de către grefa instanţei, azi, 25.11.2021. Document: Hotarâre 1927/2021 25.11.2021.

Nuclearelectrica a declarat recurs, recurs ce s-a suspendat până la soluționarea acțiunii în anulare a ordinului. Termen 12.10.2022.

"Provizioanele pentru contracte de mandat" în sumă de 8.448 la data de 30 iunie 2025, reprezintă:

componenta variabilă aferentă pachetelor OAVT alocate și nevalorificate pe perioada mandatelor executate în perioada 2013-2017, pentru administratorii executivi și neexecutivi, solicitate de aceștia în instanță;
remunerația reprezentând componenta variabilă, compensația de neconcurență și a celei aferentă indemnizațiilor fixe brute lunare rămase până la finalul mandatului pentru membrii revocați ai Consiliului de Supraveghere/ Directorat, respectiv pentru mandatele 2020-2024.

"Alte provizioane" în sumă de 3.345 reprezintă concedii de odihnă neefectuate.

12. ALTE IMPOZITE ȘI OBLIGAȚII PENTRU ASIGURĂRILE SOCIALE

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, alte impozite și obligații pentru asigurările sociale cuprind:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Contribuția la fondurile de asigurări sociale	15.624	18.859
TVA de plată	(236)	1.706
Impozit pe salarii	2.819	3.681
Alte impozite de plată	1.518	1.291
Total	19.725	25.537

13. IMPOZITUL PE PROFIT

Impozitul pe profit curent și amânat al Grupului este determinat la o rată statutară de 16%.

Cheltuiala cu impozitul pe profit pentru semestrul I 2025 și semestrul I 2024 se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent	36.441	18.432
Cheltuiala/(Venitul) din impozitul amânat	3.018	2.949
TOTAL	39.459	21.381

14. VENITURI DIN EXPLOATARE

Tarifele aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică aferente semestrului I 2025 şi trimestrului I 2024 se prezintă, astfel:

	Tarif pentru serviciul de transport de introducere a energiei electrice în reţeaua electrică de transport (TG)	Tarif pentru serviciul de transport pentru extragerea energiei electrice din reţele (TL)	Tarif mediu pentru serviciul de transport	Tarif pentru serviciul de sistem
Ordin nr. 21/27.05.2025 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie 2025	-	-	-	7,04
Ordin nr. 99/20.12.2024 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie	3,29	33,03	-	-
2025 Ordin nr. 57/28.08.2024 pentru perioada 01 ianuarie – 31 mai 2025	-	-	-	11,51
Ordin nr. 15/29.05.2024 pentru perioada 01 iunie – 30 iunie 2024	-	-	-	12,84
Ordin nr. 116/20.12.2023 pentru perioada 01 ianuarie – 31 mai 2024	-	-	-	9,17
Ordin nr. 109/20.12.2023 pentru perioada 01 ianuarie – 30 iunie 2024	-	-	31,67	-

Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor (MWh)	25.871.125	25.402.341

Veniturile din exploatare realizate semestrul I 2025 şi semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Venituri din serviciul de transport	925.350	800.889
Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune	151.279	101.900
Venituri din energia reactivă	1.454	758
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)	14.415	11.632
Venituri din tranzacţii CPT	26.083	70.100
Venituri din serviciul de transport – total	1.118.580	985.278
Venituri din servicii de sistem	281.353	251.393
Venituri din ajutoare de avarie	269	60.302
Venituri din servicii de sistem – total	281.622	311.695
Venituri pe piaţa de echilibrare	1.490.519	3.229.089
Venituri din alte prestații și alte venituri de exploatare	39.656	145.403
Alte venituri	39.656	145.403
Total venituri din exploatare	2.930.377	4.671.465

Venituri din serviciul de transport

Veniturile din serviciul de transport au înregistrat o creştere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 124.461, determinată atât de majorarea tarifului pentru serviciul de transport aprobat de ANRE (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior), cât şi de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 1,85%, respectiv cu 468.784 MWh.

Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune

implicite (în cadrul SIDC).

Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)

Astfel, în semestrul I 2025, veniturile înregistrate în urma aplicării mecanismului ITC au înregistrat o creștere de 2.784 comparativ cu semestrul I 2024, cu următoarele mențiuni:

deși schimburile de energie cu ţările perimetrice luate în considerare au fost doar cele cu Republica Moldova, acestea au crescut de circa 2 ori;
valoarea tarifului pentru schimburile cu ţările perimetrice a fost de 2,5 EUR/MWh până la 14 mai 2025, respectiv 1,5 EUR/MWh începând cu 15 mai 2025, față de 3 EUR/MWh în 2024.

Venituri din tranzacţii CPT

Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru CPT au fost obţinute, în principal, din vânzarea energiei în excedent la preţ pozitiv şi din achiziţia energiei de deficit la preţ negativ, rezultată din diferenţa dintre prognoza pe termen lung şi mediu şi prognoza pe termen scurt (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi, respectiv, din diferenţa dintre CPT prognozat şi CPT efectiv realizat (pe fiecare interval de decontare) pe Piaţa de Echilibrare. Aceste venituri au fost mai mici în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 cu suma de 44.018.

Venituri din servicii de sistem

1,85%, respectiv cu 468.784 MWh, în condiţiile diminuării tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii începând cu 01 iunie 2025 (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioada analizată, prezentat anterior).

Venituri din ajutoare de avarie

În semestrul I 2025 au fost acordate ajutoare de avarie în sumă de 269 către Serbia (luna martie), pe fondul opririlor accidentale de grupuri din această țară.

Venituri pe piaţa de echilibrare

Veniturile realizate pe piaţa de echilibrare au înregistrat o scădere în semestrul I 2025 faţă de semestrul I 2024, cu suma de 1.738.570, determinată în principal, de următoarele aspecte:

evoluţia dezechilibrelor contractuale înregistrate la nivelul furnizorilor de energie electrică pe piaţa de echilibrare;
evoluţia hidraulicităţii;
evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică;
evoluţia producţiei centralelor aflate în perioada de probă;
s-a înregistrat o continuare a creșterii accelerate a puterii instalate la prosumatori;
o îmbunătăţire a controlului/monitorizării la nivelul furnizorilor pentru producţia prosumatorilor pe care îi au în portofoliu și creşterea preocupării la nivelul acestora pentru estimarea/ajustarea prognozelor de producţie a prosumatorilor în raport cu poziţia contractuală.

15. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI ŞI PIAŢA DE ECHILIBRARE

Cheltuielile realizate în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024 se prezintă, astfel:

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic	288.041	296.081
Cheltuielile cu congestiile	-	107
Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET	20.630	25.568
Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)	17.443	12.840
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)	31.959	20.605
Total cheltuieli operaţionale	358.073	355.201
Cheltuieli privind serviciile de sistem	234.590	300.957
Cheltuieli privind piaţa de echilibrare	1.490.940	3.229.286
Total	2.083.603	3.885.443

Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic

Cheltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mici cu suma de 8.040 în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024, având în vedere o serie de aspecte, după cum urmează:

datorită caracteristicilor sale, Consumul Propriu Tehnologic (CPT) în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică, la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate;

ca urmare a condiţiilor meteorologice şi a fluxurilor pe liniile de interconexiune, valoarea CPT înregistrată în semestrul I 2025 a fost mai mică decât cea înregistrată în anul precedent;
faţă de anul 2025, în primele trei luni ale anului 2024, ca urmare a prevederilor OUG nr. 153/2022 pentru modificarea şi completarea OUG nr. 27/2022, CNTEE Transelectrica SA a achiziţionat energie electrică pentru acoperirea a 75% din cantitatea aferentă prognozei de CPT validate prin Mecanismul de achiziţie centralizată de energie electrică (MACEE), la prețul reglementat de 450 lei/MWh;
începând cu 01.04.2024, mecanismul de achiziţie centralizată a energiei electrice (MACEE) a fost modificat prin OUG nr. 32/2024, în sensul:
- reducerii preţului de achiziție reglementat la valoarea de 400 lei/MWh;
- eliminării obligativităţii de participare a producătorilor la mecanism;
- modificării perioadei de aplicare a mecanismului de la 31.03.2025 la 31.12.2024;
permiterii participării la mecanism şi a altor producători, cu capacităţi de producţie mai mici de 10 MW.
modificările introduse prin OUG nr. 32/2024 au condus spre o ieşire treptată din schema de sprijin şi o revenire la mecanismele de piaţă concurenţiale. Ca urmare, începând cu 01.01.2025, energia necesară acoperirii CPT a fost achiziţionată în proporţie de circa 50% prin contracte bilaterale, la un preţ mediu pentru primul semestru al anului 2025 de 477,25 lei/MWh;
eliminarea mecanismului MACEE cu preţ reglementat, creșterea consumului şi temperaturile scăzute din luna februarie, precum şi scăderea producţiei hidroelectrice au condus la creşterea importurilor şi la o creştere a preţurilor energiei pe pieţele pe termen scurt faţă de perioada similară a anului 2024;
preţul PZU depinde foarte mult de condiţiile meteorologice (secetă, precipitaţii, fenomene extreme) şi de preţurile de pe piaţa europeană. Piaţa pentru Ziua Următoare este o piaţă imprevizibilă, cu un grad ridicat de volatilitate, preţurile putând să crească şi cu 30-40% în decurs de o săptămână;
începând cu data de 01 iulie 2024 au intrat în vigoare o serie de modificări ale Regulamentului privind clauzele și condițiile pentru părțile responsabile cu echilibrarea, în conformitate cu cerințele codurilor Europene, care au condus la preţuri foarte mari pe Piaţa de Echilibrare. Aceste preţuri prezintă un grad mare de volatilitate şi incertitudine, putând varia foarte mult, dar situându-se totuşi sub valorile maxime din anul 2024. Consumul propriu tehnologic înregistrat în perioada analizată a fost mai mic faţă de perioada similară a anului 2024, conducând la costuri rezultate din acoperirea dezechilibrelor de energie pe această piață mai mici faţă de aceeași perioadă a anului 2024.

Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET

Aceste cheltuieli au înregistrat o scădere cu suma de 4.938 în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024.

Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)

Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)

efectelor utilizării reţelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrică între operatorii TSO din ţările care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E.

În semestrul I 2025, aceste cheltuieli au fost mai mari cu 11.355 faţă de perioada similară a anului anterior.

Cheltuieli privind serviciile de sistem / cheltuieli cu capacitatea de echilibrare

Cheltuielile privind serviciile de sistem (capacitatea de echilibrare) au înregistrat o scădere în semestrul I 2025 comparativ cu semestrul I 2024, în sumă de 66.367.

În semestrul I 2025, CNTEE Transelectrica SA a contractat Energia Reactivă de la Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale "Hidroelectrica" SA., conform:

deciziei ANRE nr. 2281/29.10.2024 privind acordarea derogării pentru operatorul de transport şi de sistem la achiziţionarea pe bază de piaţă a serviciului energie electrică reactivă pentru reglajul tensiunii în reţea;
hotărârii CNTEE Transelectrica SA nr. 218/12.12.2024 prin care au fost aprobate preţurile maximale pentru achiziţionarea serviciului de sistem energie reactivă aferent reglajului tensiunii în reţeaua electrică de transport;
realizărilor confirmate de Dispeceratul Energetic Național.

Precizăm faptul că în concordanţă cu tendinţa constatată pe piaţa de echilibrare s-a manifestat o creştere a preţului de achiziţie a Rezervei terțiare rapide - reducere de putere începând cu luna mai 2025. Dacă în primele cinci luni ale anului prețurile medii au oscilat între 15 și 23 lei/hMW, în luna iunie 2025 s-a înregistrat o explozie a valorilor, cu o medie generală de peste 108 lei/hMW. Această creștere nu este justificată nici de modificări semnificative ale cererii sau ofertei, nici de factori tehnici obiectivi, ci reprezintă o modificare bruscă și unilaterală a comportamentului de ofertare al unui grup restrâns de participanți. Ofertele transmise de anumiți producători în luna iunie 2025 au atins valori cuprinse între 100 și 999 lei/hMW, cu prețuri repetate de 500, 700 și chiar 999 lei/hMW. Producători precum CE Oltenia, Electrocentrale Craiova, BEPCO, INGKA Investments Renewable Energy România și True Energy Management au avut un comportament complet divergent față de celelalte luni, în care aceiași ofertanți existenti în piaţa aveau prețuri în jurul valorii de 15 lei/hMW.

preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la creştere 60,51 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFa la reducere 62,75 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la creştere 36,57 lei/hMW;
preţul mediu de achizitie în semestrul I 2025, pentru RRFm la reducere 38,09 lei/hMW.

Cheltuieli privind piaţa de echilibrare

producţiei şi consumului de energie electrică la nivel naţional, contextul european de evoluţie al pieţei de energie electrică și modul de realizare a contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare..

16. AMORTIZARE

	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Cheltuieli cu amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale	147.019	139.179
Cheltuieli cu amortizarea activelor aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing	4.478	4.333
Total	151.497	143.512

17. CHELTUIELI CU PERSONALUL

	30 iunie 2025	30 iunie 2024

Cheltuieli cu personalul	263.416	238.154
- din care cheltuieli cu salarile personalului	224.311	209.134

ii) Numărul salariaţi

La 30 iunie 2025 şi 30 iunie 2024, numărul angajaţilor cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată se prezintă astfel:

Număr salariați	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Transelectrica SA	2.031	2.027
Smart SA	596	593
Teletrans SA	253	234

18. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE

	30 iunie 2025	30 iunie 2024

Alte cheltuieli cu serviciile executate de terți	78.222	67.766
Cheltuieli poștale și taxe de telecomunicații	602	620
Cheltuieli cu chiriile	4.055	3.511
(Venituri)/Cheltuieli nete de exploatare privind
ajustările pentru deprecierea activelor circulante	1.578	365
Alte cheltuieli	678	15.496
Total	85.134	87.759

În semestrul I 2025, aceste cheltuieli au înregistrat o scădere în sumă de 2.625 comparativ cu semestrul I 2024, determinată, în principal, de variația unor elemente de cheltuieli, astfel:

diminuarea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli privind mărfurile, cheltuieli privind consumul administrativ de energie, cheltuieli cu deplasările, cheltuieli cu pregătirea personalului etc.;
diminuarea cheltuielilor privind OAVT-urile plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă (bonusul de performanţă aferent Certificatelor OAVT acordate foștilor membri executivi și neexecutivi și nevalorificate, remunerare conform contractelor de mandat încheiate în perioada 2013 – 2017) și a cheltuielilor plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă acordate foștilor membri executivi și neexecutivi revocați, reprezentând compensații prevăzute în contractele de mandat încheiate în anul 2020, pentru perioada 2020-2024;
în contextul creșterii cheltuielilor privind impozitele, taxele şi vărsămintele asimilate, prin introducerea în anul 2025 a impozitului pe construcţii, în conformitate cu prevederile OUG nr. 156/2024 privind unele măsuri fiscal-bugetare în domeniul cheltuielilor publice pentru fundamentarea bugetului consolidat pe anul 2025, pentru modificarea şi completarea unor acte normative, precum şi pentru prorogarea unor termene, cât şi a creșterii altor elemente de cheltuieli, cum ar fi: cheltuieli cu protecția civilă și paza, cheltuieli cu mentenanţa Teletrans, cheltuieli privind implementarea codurilor paneuropene, cheltuieli cu redevenţa, cheltuieli cu primele de asigurare etc.;
recunoaşterea pe costurile operaţionale ale Companiei, la alte cheltuieli de exploatare deductibile fiscal, a proiectului de investiţii: "Racordare la RET a CEE 136MW Platonești prin realizarea unei celule 110kV Gura Ialomiței", concomitent cu înregistrarea unui venit din exploatare aferent subvenției, la Executiv, respectiv înregistrarea în evidența contabilă a Sucursalei București, ca intrare de natura stocurilor, a celulei 110kV la alte venituri din exploatare;
înregistrarea unor cheltuieli de exploatare cu pierderi din creanțe (REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂŢI NUCLEARE SA), a unor ajustări pentru deprecierea creanțelor (RESTART ENERGY TRADING SRL, JOINT ALLOCATION OFFICE SA, OPCOM SA etc.) şi a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor, precum şi reluarea la venituri a unor ajustări pentru deprecierea activelor curente (MENAROM PEC SA, BALKANS POWER CORE SRL), respectiv a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor etc.

19. REZULTAT FINANCIAR NET

	30 iunie 2025	30 iunie 2024

Venituri din dobânzi	6.928	3.634
Venituri din diferențe de curs valutar	26.030	1.744
Alte venituri financiare	22.173	14.693
Total venituri financiare	55.131	20.072

Cheltuieli privind dobânzile	(1.831)	(1.744)
Cheltuieli din diferențe de curs valutar	(29.092)	(2.248)
Alte cheltuieli financiare	173	(206)
Total cheltuieli financiare	(30.751)	(4.198)
Cota parte din profit/(pierdere) a investiţiilor	(145)	-

Rezultatul financiar net	24.235	15.874

La data de 30 iunie 2025, Grupul înregistrat un rezultat financiar net (profit) în sumă de 24.235, influenţat, în principal, de dividendele încasate de la filiala OPCOM SA în sumă de 22.108, precum şi de creşterea veniturilor din dobânzile încasate în perioada analizată.

conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing.

Cursul de schimb al monedei naţionale înregistrat la 30 iunie 2025 comparativ cu cel înregistrat la 30 iunie 2024, se prezintă, astfel:

Moneda	30 iunie 2025	30 iunie 2024
Lei / Euro	5,0777	4,9771

20. LITIGII ȘI CONTINGENTE

Litigii in curs

REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂȚI NUCLEARE (RAAN)

În dosarul nr. 9089/101/2013, la data de 19.09.2013, Tribunalul Mehedinţi a dispus deschiderea procedurii generale a insolvenţei împotriva RAAN.

La data de 14.06.2016, s-a dispus deschiderea procedurii falimentului împotriva RAAN.

CNTEE Transelectrica SA a formulat contestaţie la tabelul suplimentar de creanţe, care a făcut obiectul dosarului nr. 9089/101/2013/a152 împotriva debitoarei RAAN, întrucât lichidatorul judiciar nu a înscris o creanţă în valoare de 78.096.209 lei pe motiv că "aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN." Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat că solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096.209 lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 – 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia să fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013. S-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe, Tribunalul Mehedinți încuviințând proba cu expertiza contabilă. Prin Hotărârea 163/20.06.2019, soluţia Tribunalului Mehedinți: s-a admis excepţia decăderii. S-a admis în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.950.117,14 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. S-au respins în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. obligă pârâta să plătească reclamantei 1.000 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată în şedinţă publică. Document Hotărâre 163/20.06.2019. Transelectrica a declarat apel în termenul legal. La termenul din 06.11.2019, Curtea de Apel Craiova a dispus respingerea apelului Transelectrica, ca nefondat. Decizie definitivă. Hotărâre 846/06.11.2019.

În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013, CNTEE Transelectrica SA a fost înscrisă la masa credală cu următoarele creanţe: 2.162.138,86 lei + 16.951.117,14 lei.

Termen continuare procedură pentru încasare creanţe, valorificare bunuri şi îndeplinirea celorlalte operaţiuni de lichidare: 03.10.2024.

De asemenea, între RAAN și Transelectrica mai există și alte 2 dosare aflate în diferite stadii de judecată, după cum urmează:

CURTEA DE CONTURI

Ca urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Compania a formulat mai multe contestații împotriva măsurilor dispuse de către Curtea de Conturi a României (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitând anularea acestora, precum și a Încheierii nr. 77/03.08.2017, înregistrată la registratura Societății sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017. Contestațiile au fost pe rolul Curții de Apel București dintre care dosarul nr.6581/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 6 precum și a măsurii dispuse la punctul II.9, la termenul de judecată din data de 31.03.2023: Conform procesului-verbal din 29.03.2023, dosarul nr. 6581/2/2017 a fost versionat în cadrul completului 12 Fond al Secţiei a VIII-a Contencios administrativ şi fiscal sub nr. 6581/2/2017* Solutia pe scurt: Pentru a da posibilitatea părţilor să depună concluzii scrise şi pentru a delibera, amână pronunţarea la următoarele termene 31.03.2023, 13.04.2023, 28.04.2023, 12.05.2023.

Transelectrica a declarat recurs respins ca nefondat în data de 23.01.2025. Hotarâre definitivă nr.288/2025.

Obiectul dosarului cu nr.2153/2/2021 este anularea actului administrativ emis ca urmare a controlului efectuat de CCR în perioada ianuarie-iulie 2020 prin care a dispus 10 măsuri de implementat de către Companie cuprinse în Decizia nr.15/2020.

OPCOM

Dosar nr. 22567/3/2019 - Obiectul dosarului: acţiune în pretenţii pe dreptul comun.

Obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 4.517.460 lei, aferentă facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016, reprezentând contravaloare TVA, aferent aportului adus de catre Transelectrica SA la capitalul social al Societatii OPCOM SA, emisa in baza Contractului de imprumut nr. 7181RO/2003, angajament pentru finanţarea proiectului de investiţii "Electricity Market Project".

pentru neplata la termen a facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016.

Dosar nr. 24242/3/2021 - Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a Civilă - Obiectul dosarului: Reclamanta OPCOM solicită constatare nulitate act – aport în natură.

CONAID COMPANY SRL

În anul 2013, Conaid Company SRL a dat în judecată CNTEE Transelectrica pentru refuzul nejustificat al acesteia de a semna un act adițional la contractul de racordare sau un nou contract de racordare și a solicitat despăgubiri pentru cheltuielile suportate până la acel moment în sumă de 17.419.508 și profiturile nerealizate pe perioada 2013-2033 în sumă de 722,76 mil EUR. Până în acest moment, Compania nu a încheiat un act adițional la contractul de racordare întrucât condițiile suspensive incluse în contract nu au fost îndeplinite de către Conaid Company SRL. Un contract nou de racordare ar fi trebuit încheiat până la data de 11 martie 2014, dată la care avizul tehnic de racordare a expirat. Dosarul nr. 5302/2/2013 s-a aflat pe rolul Inalței Curții de Casație și Justiție Secția Contencios Administrativ și Fiscal, având ca obiect obligare emitere act administrativ, stadiul procesual – recurs, termenul de judecată fiind 09.12.2015. La acest termen, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis, în principiu, recursurile și a fixat termen de judecată, pe fond, a recursurilor la data de 08 aprilie 2016. Complet 4, cu citarea părţilor.

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

sentinţei civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Respinge recursul declarat de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. împotriva încheierii de şedinţă din 25 martie 2014, pronunţate de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Definitivă. Pronunţată în şedinţă publică, în data de 29 iunie 2016.

La data de 02.11.2018, pe rolul Tribunalului București – Secția a VI-a civilă – a fost înregistrată o nouă cerere de chemare în judecată formulată de Conaid Company SRL, în dosarul nr. 36755/3/2018, prin care reclamanta a solicitat instanţei să dispună obligarea Transelectrica SA la "repararea prejudiciului cauzat reclamantei, ca urmare a neexecutării culpabile a obligațiilor de către pârâtă, în cuantum de 17.216.093,43 lei, constând în paguba efectiv suferită și beneficiul nerealizat, estimat provizoriu la 100 mii euro. Având în vedere refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a încheia și semna un act adițional la Contractul nr.C154/27.04.2012, și în situația în care instanța va considera că, din punct de vedere formal, nu poate fi considerată îndeplinită de către reclamantă obligația vizând condițiile suspensive, aceasta neexecutare se datorează culpei exclusive a Transelectrica SA, pârâta împiedicând îndeplinirea condițiilor".

Se amână pentru administrarea probei cu expertiză și se acordă termen în data de 21.01.2020.

În data de 21.01.2020, se amâna cauza pentru a se efectua expertiza și se acordă următorul termen pe 31.03.2020.

MUNICIPIUL REȘIȚA

Dosarul nr. 2494/115/2018*- dosarul nr. 2494/115/2018**, înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin, are ca obiect cererea de chemare în judecată, prin care reclamantul Municipiul Reşiţa solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata sumei de 17.038.126,88 lei reprezentând chirii teren aferente anilor 2015, 2016, 2018, 2019, 2020, 2021, 2022 și 2023, la care se adaugă dobândă legală penalizatoare de la scadenţă şi până la plata efectivă.

Suspendarea judecării cauzei s-a dispus până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 3154/115/2018* al Tribunalului Caraş Severin.

În data de 10.10.2024 s-a stabilit în sarcina reclamantei şi pârâtei să plătească fiecare câte 1000 lei onorariu expert,.s-a dispus efectuarea unui supliment de expertiză.

La termenul din 27.02.2025 instanţa respinge excepţia prescripţiei dreptului la acţiune privind pretenţiile constând în chiria aferentă anului 2015 şi excepţia tardivităţii formulării modificărilor de acţiune, excepţii invocate de pârâta Transelectrica S.A. Califică excepţia lucrului judecat ca fiind o apărare de fond referitoare la efectul pozitiv al lucrului judecat. Respinge cererea de chemare în judecată formulată de pârâtul Municipiul Reşiţa în contradictoriu cu pârâta Transelectrica S.A. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare.

Municipiul Reșița a declarat apel, fără termen fixat.

ANAF

Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr.92/2003 privind Codul de procedură fiscală, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.

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

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

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

S-a reluat judecarea cauzei iar la termenul din data de 10.10.2024 pentru comunicarea înscrisurilor depuse la dosar de către contestatoare către intimată a fost amânată judecarea cauzei la data de 21.11.2024 şi ulterior pentru 06.03.2025. În data de 06.03.2025, instanța de judecată a amânat pronunțarea cauzei la data de 17.04.2025. La termenul din 17.04.2025 instanţa a amânat cauza la data de 19.06.2025 pentru lipsă raport de expertiză. La termenul din 19.06.2025 instanţa amână cauza pentru data de 02.10.2025.

Compania este implicată în litigii în contradictoriu cu Filiala SMART după cum urmează:

Dosar nr.51633/299/2021 - Tribunalul Bucuresti

Obiectul dosarului:

Stadiu dosar:

Solutia Judecatoriei Sector 3 Bucuresti: Respinge, ca neîntemeiată, cererea. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Document: Hotarâre 6134/21.06.2022.

La termenul din data de 11.09.2024 s-a respins apelul SMART, ca nefondat. SMART a declarat recurs.

Dosar nr.15561/3/2022 - Tribunalul Bucuresti

Obiectul dosarului:

SMART SA a solicitat obligarea Transelectrica la plata sumei de 4.467.108 lei referitor la executarea unui contract administrativ.

Stadiu dosar:

ALTELE

Compania a înregistrat ajustări pentru pierderi de valoare pentru clienții și alte creanțe în litigiu și pentru clienții în faliment.

Contingente

Dosar nr. 25896/3/2020 - reclamant Electromontaj București (37.034)

Termen de judecată: 25.08.2022 - depunere raport expertiză.

Având în vedere lipsa raportului de expertiză, pentru depunerea raportului de expertiză, amână cauza.

La termenul de judecată din 16.05.2023, instanţa amână cauza la data de 12.09.2023 pentru a se depune răspuns la obiecţiuni expertiză.

La termenul de judecată din 12.09.2023, instanţa amână pronunţarea la data de 26.09.2023 şi acordă termen de judecată la data de 07.11.2023.

După mai multe amânări, la termenul din data de 18.01.2024, TMB respinge acţiunea formulată ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 10 de zile de la comunicare.

S-a declarat apel de către Electromontaj SA şi s-a stabilit termen pentru data de 13.09.2024.

La termenul din 13.09.2024 acordă termen la data de 08.11.2024, pentru a se achita diferenţa de taxă

judiciară de timbru stabilită în sarcina apelantei-reclamante. Înaintează dosarul la completul competent potrivit legii pentru a soluţiona cererea de recuzare a completului 11 apel formulate de apelantareclamantă, în temeiul art.50 alin.(1) din Codul de procedură civilă.

În data de 06.12.2024, Curtea de Apel respinge ca nefondat apelul, respinge ca neîntemeiată cererea apelantei-reclamante privind cheltuielile de judecată în apel, definitivă.

ICCJ a dispus strămutarea judecării cauzei la CA Craiova şi desfiinţarea deciziei CAB.

Dosar nr. 30801/3/2021 – reclamant Romelectro (2.271)

La ședința din data de 20.04.2022, soluția TMB este: "Încuviințează proba cu expertiză contabilă având următoarele obiective:

să precizeze expertul dacă Romelectro îndeplinește condiția prevăzută de art. 66 din OUG 114/2018, respectiv dacă 80% din cifra de afaceri a Romelectro este realizată din lucrări de construcții, atât în anul anterior perioadei de referință (2018), cât și în perioada de referință (2019);
să calculeze expertul diferența de cost generată de creșterea salariilor resursei umane întrebuințate în mod efectiv de către Romelectro în realizarea lucrării aferente Contractului nr. C145/2018, în perioada de referință și în primele două luni anterioare acesteia, respectiv:

a) Să precizeze pentru fiecare salariat (resursă umană întrebuințată efectiv) în parte dacă a avut salariul brut sub 3000 lei/lună sau mai mare în lunile noiembrie și decembrie 2018;

b) Când s-a produs majorarea salariului resursei umane la 3000 lei/lună;

c) Care este diferența dintre salariul avut anterior și salariul impus de OUG nr. 114/2018;

d) Dacă în intervalul 01.11.2018 – 31.12.2018, Romelectro a micșorat salariile resursei umane întrebuințate;

să determine expertul, pe baza devizelor analitice, care este procentul, respectiv suma cu care Transelectrica trebuie să ajusteze prețul Contractului nr. C145/2018 pentru manopera aferentă lucrărilor rămase de executat la data de 01.01.2019, ca urmare a modificărilor legislative instituite de OUG nr. 114/2018 în sensul creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor la suma de 3000 lei/lună;
să determine expertul zilele/lunile de întârziere înregistrate în executarea lucrărilor aferente Contractului de lucrări nr. C145/2018 ca urmare a problemelor de finanțare întâmpinate de Romelectro S.A. ca urmare a refuzului Transelectrica de a plăti prețul la valoarea ajustată, respectiv cum a influențat graficul de execuție neajustarea de către Transelectrica a prețului Contractului ca urmare a modificărilor legislative instituite de OUG 114/2018 în sensul creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor la suma de 3000 lei/lună.

Dosar nr. 8193/3/2022 – reclamant Tempos Sev (2.437)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

La termenul din data de 10 iunie 2022, se amână cauza la data de 14.10.2022.

La termenul de judecată din data de 05.05.2023, se amână cauza şi se acordă termen la data de 15.09.2023 pentru administrarea probei cu expertiza.

După mai multe amânări, la termenul din data de 14.06.2024, soluția pe scurt: Pentru lipsa raportului de expertiză, amână judecarea cauzei la data de 18.10.2024.

Dosar nr. 8442/3/2022 – reclamant Tempos Sev (1.430)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG nr. 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

Ca urmare a conexării dosarului nr. 8442/3/2022 la dosarul nr. 8193/3/2022, prezentat anterior, chestiunile supuse dezbaterii vor fi analizate în cel din primul dosar constituit (8193/3/2022).

Dosar nr. 8440/3/2022 – reclamant Tempos Sev (2.437)

Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând pretenţii – OUG 114/2018 pentru contractul de C80/2018 – Retehnologizare staţia 220/110kV Hășdat.

La termenul de judecată din 13.09.2022, s-a amânat cauza la data de 08.11.2022, în vederea administrării probatoriului încuviinţat.

La termenul de judecată din 08.11.2022, se suspendă judecata cauzei.

Dosarul s-a repus pe rol și s-a acordat termen 12.09.2023.

La termenul din 12.09.2023, solutia pe scurt: Pentru a da posibilitatea pârâtei să ia cunoştinţă de

înscrisurile depuse, amână cauza la data de 07.11.2023.

Dosarul 4478/118/2024 – reclamant Pet Communication (3.093)

La termenul din 08.08.2024, în vederea administrării probelor propuse, amână judecarea cauzei la data de 07.11.2024.

Dupa mai multe amânări, pentru lipsa raportului de expertiză se fixează termen de judecată pentru data de 03.04.2025.

Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 05.06.2025. Pentru lipsa raportului de expertiză, instanţa amână judecarea cauzei la data de 04.09.2025.

Dosarul nr. 6580/117/2024 - reclamant Electrogrup SA din Cluj (2.760)

Dosarul are ca obiect executare contract achiziții și anume:

Obligarea Transelectrica la încheierea unui act adițional la Contractul de lucrări nr. C5 din 19 mai 2021, având ca obiect prelungirea duratei contractuale cu zilele de întârziere rezultate în executarea contractului ce nu sunt culpa Executantului, estimate provizoriu la 616 zile;
Obligarea Transelectrica la restituirea sumelor plătite cu titlu de penalități în baza facturilor nr. 114 din 29 martie 2024 (achitată prin Ordin de plată nr. 13065/25.06.2024) și nr. 296 din 25 iunie 2024 (achitată prin Ordin de plată nr. 15424/23.07.2024) emise de pârâtă, în valoare totală de 2.164 ca plată nedatorată, plus dobânda legală datorată de la data plății acestora până la data restituirii, (i) în principal, ca urmare a obligării pârâtei la încheierea unui act adițional la Contractul de lucrări nr. C5 din 19 mai 2021, având ca obiect prelungirea duratei contractuale cu zilele de întârziere rezultate în executarea contractului ce nu sunt culpa Executantului şi (ii) în subsidiar, ca urmare a constatării faptului că zilele de întârziere imputate de Transelectrica nu sunt culpa Executantului;
Obligarea Transelectrica la plata de daune-interese, reprezentand prejudiciul suferit de reclamanta din cauza intarzierilor, estimate provizoriu la suma de 596.

Control Curtea de Conturi a României

a) contractare și achiziții;

b) salarizarea și alte drepturi acordate personalului Companiei.

Conducerea Companiei a dispus analiza si extinderea verificărilor celor constatate prin Scrisoarea de management nr. 60001/23.01.2025 și implementarea acestora. Până la data prezentă din cele 17 recomandări, 6 au fost realizate iar 11 sunt în curs de implementare/realizare.

Teletrans - Control Curtea de Conturi a României

SMART

21. PĂRŢI AFILIATE

i) Părți afiliate – tranzacții cu Filiale deținute de Companie

La 30 iunie 2025 și 31 decembrie 2024, soldurile cu filialele deținute de Companie sunt detaliate, astfel:

	Creanțe comerciale		Datorii comerciale
Entitatea afiliată	30 iunie 2025	31 decembrie 2024	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
FORMENERG SA	-	-	-	-
OPCOM SA	88.540	634.691	98.760	644.297
TOTAL	88.540	634.691	98.760	644.297

Tranzacțiile desfășurate în trimestrul I 2025 și trimestrul I 2024 cu filialele sale sunt detaliate, după cum urmează:

Entitatea afiliată		Vânzări		Achiziții
	30 iunie 2025	30 iunie 2024	30 iunie 2025	30 iunie 2024
FORMENERG SA	-	-	-	-
OPCOM SA	1.009.433	734.626	1.056.866	1.090.556
TOTAL	1.009.433	734.626	1.056.866	1.090.556

Ii) Părți afiliate – tranzacții cu alte companii aflate în proprietatea statului

iv) Părți afiliate – companii în care Compania deține participații

În acest context Compania este afiliată următoarelor entități:

TSCNET
JAO

TSCNET (TSCNET Services GmbH)

JAO (Joint Allocation Office)

Începând cu anul 2019, licitațiile pentru alocarea capacităților pe termen lung se realizează coordonat de către JAO care a fost desemnat ca Operator al Platformei Unice de Alocare (SAP).

Transelectrica a fost invitată de JAO să devină parte a acționariatului acestuia.

22. INSTRUMENTE FINANCIARE

Riscul de credit

Valoarea netă Valoarea netă 30 iunie 2025 31 decembrie 2024 Active financiare Creanţe comerciale nete 2.057.369 2.580.095 Alte creanţe nete şi avansuri către fz 464.251 930.509 TVA de recuperat 184.593 272.236 Numerar şi echivalente de numerar 1.024.444 707.174 Alte active financiare - - Total 3.730.658 4.490.014

Situația vechimii creanțelor (creanţe comerciale nete) la data întocmirii situației poziției financiare a fost:

	Valoarea bruta 30 iunie 2025	Ajustare depreciere 30 iunie 2025	Valoarea bruta 31 decembrie 2024	Ajustare depreciere 31 decembrie 2024

Neajunse la scadenţă	1.970.798	598	2.491.830	27
Scadenţa depăşită între 1 – 30 zile	(1.188)	-	2.219	-
Scadenţa depaşită 31 – 90 zile	949	-	492	-
Scadenţa depaşită 90 – 180 zile	153	-	78	-
Scadenţa depaşită intre 180 – 270 zile	2.003	-	(31)	-
Scadenţa depaşită intre 270 – 365 zile	(3.726)	-	(8)	-
Mai mult de un an	216.255	127.277	213.581	128.038
Total	2.185.244	127.875	2.708.160	128.066

Situația vechimii altor creanțe (alte creanţe nete, avansuri către fz, tva de recuperat) la data întocmirii situației poziției financiare a fost:

	Valoarea bruta 30 iunie 2025	Ajustare depreciere 30 iunie 2025	Valoarea bruta 31 decembrie 2024	Ajustare depreciere 31 decembrie 2024

Neajunse la scadenţă	585.082	326	1.180.385	331
Scadenţa depăşită între 1 – 30 zile	18.029	-	1.197	-
Scadenţa depaşită 31 – 90 zile	14.662	-	4.784	-
Scadenţa depaşită 90 – 180 zile	12.492	-	424	342
Scadenţa depaşită intre 180 – 270 zile	100	30	1.154	911
Scadenţa depaşită intre 270 – 365 zile	1.425	348	849	413
Mai mult de un an	90.147	72.389	86.985	71.036
Total	721.937	73.092	1.275.778	73.033

Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Grupul a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală etc.

Evoluția ajustărilor pentru deprecierea clienților se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	128.066	130.158
Recunoaștere ajustări pentru depreciere	2.132	288
Reluare ajustări pentru depreciere	2.323	2.381
Sold la sfârșitul perioadei	127.875	128.066

Evoluția ajustărilor pentru deprecierea altor creanțe se prezintă, după cum urmează:

	30 iunie 2025	31 decembrie 2024
Sold la 1 ianuarie	73.033	84.933
Recunoaștere ajustări pentru depreciere	366	7.431
Reluare ajustări pentru depreciere	306	19.331
Sold la sfârșitul perioadei	73.092	73.033

Numerarul este plasat în instituții financiare, care sunt considerate ca având risc minim.

23. EVENIMENTE ULTERIOARE

Hotărârea nr. 6 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor din 8 iulie 2025

a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Păun Costin Mihai, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23093/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Atanasiu Teodor, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23088/30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Vasilescu Alexandru-Cristian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23089/30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Zezeanu Luminița, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23092/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Dascăl Cătălin-Andrei, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23090/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Orlandea Virgil-Dumitru, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23091/ 30.05.2025;
a aprobat raportul de evaluare, conform prevederilor art. 30 alin. (7) și art. 30 alin. (71) din OUG nr. 109/2011, cu modificările și completările ulterioare, întocmit de Rusu Rareș-Stelian, membru al Consiliului de Supraveghere, înregistrat cu nr. 23094/ 30.05.2025.

Incident în rețeaua electrică de transport în zona de vest a țării

În gestionarea situației a fost stabilită o cooperare permanentă cu autoritățile competente și cu operatorul local de distribuție.

Sistemul Electroenergetic Național (SEN) funcționează în condiții de siguranță, fiind monitorizat în permanență de către Dispecerul Energetic Național.

Convocarea Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor

extraordinară a acționarilor în data de 18/19 august 2025, cu următoarea ordine de zi:

aprobarea achiziționării de către Transelectrica a serviciilor de consultanță și respectiv asistență juridică și reprezentare în fața instanțelor de judecată în vederea apărării intereselor Companiei în legătură cu ducerea la îndeplinire și, respectiv contestarea Hotărârii Plenului Curții de Conturi a României nr. 47/23.01.2025 și în subsidiar Raportul de Audit de Conformitate nr. 6000/23.01.2025 și Scrisoarea de Management nr. 6001/23.01.2025, întocmite de Curtea de Conturi,
informare privind achizițiile de produse, servicii și lucrări, angajamente care implică obligaţii importante ale Companiei cu o valoare mai mare de 5.000.000 euro, precum și credite și garanţii pentru credite cu o valoare sub 50.000.000 euro.

AI Terminal

C.N.T.E.E. Transelectrica

2299_ir_2025-08-14_a9be0ca7-6b34-4090-a40b-422174f7be36.pdf

Către: Bursa de Valori București – Departament Operaţiuni Emitenţi Pieţe Reglementate Autoritatea de Supraveghere Financiară - Direcţia Generală Supraveghere - Direcţia Emitenţi

Eveniment important de raportat:

Rezumat al rezultatelor financiare aferente închiderii Semestrului I an 2025

Raportarea include:

CNTEE TRANSELECTRICA SA

RAPORT PRIVIND ACTIVITATEA ECONOMICO – FINANCIARĂ

A CNTEE "TRANSELECTRICA" SA

conform prevederilor art. 67 din legea nr.24/ 2017 modificată prin legea 11/2025 privind piața de capital și Regulamentul nr.5/ 2018 emis de Autoritatea de Supraveghere Financiară (ASF)

pentru perioada încheiată la data de 30 iunie 2025

DECLARAȚIA PERSOANELOR RESPONSABILE

Ștefăniță MUNTEANU Președinte Directorat

Cifre cheie S1 2025 vs S1 2024

CIFRE CHEIE

Date financiare

REZULTATE OPERAȚIONALE

I. Volumul de energie tarifat

Segmentul profit permis

Venituri din ajutoare de avarie

Venituri din capitalizarea consumului propriu tehnologic (CPT)

Cheltuieli operaționale

Cheltuielile cu Inter TSO Compensation (ITC)

Cheltuieli privind consumul de energie - consum servicii interne staţii din RET

Cheltuieli CPT tranzit RED (cf. decizie ANRE)

Rezultat operațional-profit permis

Segmentul zero profit

Rezultat operațional-zero profit

II. Rezultat Financiar

Venituri operaționale totale

Cheltuieli operaționale totale

IV. Rezultat net

POZIȚIA FINANCIARĂ

I. Active imobilizate

Imobilizări aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing – clădiri

Imobilizări necorporale

II. Active circulante

Datorii

Datoriile purtătoare de dobândă

III. Capitaluri proprii

EVOLUȚIA ACȚIUNILOR

PRINCIPALELE RISCURI ŞI INCERTITUDINI

fluctuația ratei dobânzii

variația cursului valutar

prevederile din acordurile de finanțare

riscul de preț

riscul de contrapartidă

riscul macroeconomic - deficitul bugetar

riscul privind neîndeplinirea condițiilor legale

riscul investițional

riscuri tehnice și operaționale

riscul legislativ

Date operaționale

BALANȚA ENERGETICĂ SEN

MIXUL DE PRODUCȚIE

PARCUL NAȚIONAL DE PRODUCȚIE

FLUXURI TRANSFRONTALIERE

CONSUMUL PROPRIU TEHNOLOGIC

FACTORI EVOLUȚIE CPT

Concluzii

Dezvoltare RET

MIJLOACELE FIXE ÎNREGISTRATE ÎN CONTABILITATE

IMOBILIZĂRI CORPORALE ȘI NECORPORALE

PROGRAMUL ANUAL DE INVESTIŢII

(*) PAI 2025 rev. A2

ASPECTE CONTRACTUALE

FONDURI EUROPENE

Colaborarea dintre Transelectrica şi Universitatea Politehnica din Bucureşti

Fondul de Modernizare

Proiectul "LEA 400 kV d.c. Gutinaș Smârdan"

Planul REPowerEU

Proiecte de Interes Comun

Proiectul de Interes Comun CARMEN (Carpathian Modernized Energy Network)

Evenimente

Perspective 2025

INVESTIȚII FINANCIARE ALE COMPANIEI

TSCNET (TSCNET Services GmbH)

JAO (Joint Allocation Office)

GECO POWER COMPANY

() PAI 2025 rev. A2*