SOCIETATEA NATIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE "TRANSGAZ" S.A. MEDIAS

RAPORT ANUAL AL ADMINISTRATORILOR SNTGN "TRANSGAZ" SA

SITUATII FINANCIARE INDIVIDUALE

(SITUATII FINANCIARE AUDITATE)

Cuprins

DATE DE IDENTIFICARE RAPORT SI EMITENT
DATE GENERALE DESPRE EMITENT
SUMAR EXECUTIV
Cap.1 - ANALIZA ACTIVITĂTII SOCIETĂTII
1.1.a). Activitătile de bază 1.1.b). Data înfiintării Transgaz 1.1.c). Fuziuni sau reorganizări semnificative ale Transgaz în timpul exercitiului financiar 7 1.1.d). Achizitii si înstrăinări de active 1.1.e). Evaluarea activitătii societătii 1.1.1. Elemente de evaluare generală 1.1.2. Principalele servicii prestate de societate 1.1.3. Evaluarea activitătii de aprovizionare 1.1.4. Evaluarea activitătii de vânzare 1.1.5. Evaluarea aspectelor legate de angajatii/personalul societătii 1.1.6. Evaluarea aspectelor legate de impactul activitătii de bază a Transgaz asupra mediului înconjurător
1.1.7. Evaluarea activitătii de cercetare si dezvoltare
1.1.8. Evaluarea activitătii Transgaz privind managementul riscului financiar21 1.1.9. Elemente de perspectivă privind activitatea Transgaz
Cap. 2. ACTIVELE CORPORALE ALE TRANSGAZ
2.1. Amplasarea si caracteristicile principalelor capacităti de productie ale Transgaz 31 2.2. Descrierea si analizarea gradului de uzură al proprietătilor 2.3. Precizarea potentialelor probleme legate de dreptul de proprietate asupra activelor corporale ale Transgaz
Cap.3. PIATA VALORILOR MOBILIARE EMISE DE TRANSGAZ
3.1. Caracteristicile si evolutia valorilor mobiliare emise de Transgaz pe piata reglementată administrată de Bursa de Valori Bucuresti 3.2. Descrierea politicii Transgaz cu privire la dividende 3.3. Intentia Transgaz de achizitionare de actiuni proprii 3.4. Numărul si valoarea nominală a actiunilor emise de societatea mamă detinute de filiale42 3.5. Obligatiuni si/sau alte titluri de creantă
Cap.4. CONDUCEREA SOCIETĂTII
4.1. Prezentarea administratorilor 4.2. Membrii conducerii executive 4.3. Eventuale litigii sau proceduri administrative
Cap.5. SITUATIA FINANCIAR-CONTABILĂ
5.1. Elemente de bilant 5.2. Contul de profit si pierdere 5.3. Cash-flow
Cap.6. GUVERNANTA CORPORATIVĂ
Cap.7. DIVERSE

DATE DE IDENTIFICARE RAPORT SI EMITENT

Raportul anual conform prevederilor art.227 din Legea nr.297/28 iunie 2004, privind piata de capital, cu modificările si completările ulterioare

Pentru exercitiul financiar încheiat la: 31 decembrie 2011

Data raportului: 21 martie 2012

Denumirea societătii comerciale: Societatea Natională de Transport Gaze Naturale "TRANSGAZ" SA

Sediul social: Medias, P-ta Constantin I. Motas, nr.1, cod: 551130

Număr de telefon/fax: 0269-803333/0269-839029

Cod de înregistrare fiscală: RO13068733

Număr de ordine în Registrul Comertului: J32/301/2000

Capital social subscris si vărsat: 117.738.440 lei

Piata reglementată pe care se tranzactionează valorile mobiliare emise: Bursa de Valori Bucuresti

Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise de Transgaz: 1.177.384 actiuni ordinare, nominative, indivizibile, liber tranzactionabile de la 24 ianuarie 2008, cu o valoare nominală de 10 lei/actiune.

DATE GENERALE DESPRE EMITENT

SNTGN "TRANSGAZ" SA (Transgaz), îsi desfăsoară activitatea în următoarele locatii:

Sediul Transgaz: municipiul Medias, str. Piata C.I. Motas nr. 1, jud. Sibiu, $\sigma_{\rm c}$ cod 551130:
Departamentul Exploatare: municipiul Medias, str. George Enescu nr.11, jud. Sibiu, cod 551018;
" Departamentul Proiectare si Cercetare: municipiul Medias, str. Unirii nr.6, jud. Sibiu, cod 550173;
Directia Operare Piată Gaze Bucuresti: municipiul Bucuresti, Calea Dorobanti m.30, sector 1, cod 010573.

Transgaz are 10 exploatări teritoriale fără personalitate juridică:

1. Exploatarea teritorială Arad, str. Poetului nr.56, localitatea Arad, jud. Arad, cod 310369:
1. Exploatarea teritorială Bacău, str. George Bacovia nr.63, localitatea Bacău, jud. Bacău cod 600238:
1. Exploatarea teritorială Brăila, str. Ion Ghica nr.5, localitatea Brăila, jud. Brăila, cod 810089;
1. Exploatarea teritorială Brasov, str. Grigore Ureche nr.12A, localitatea Brasov, jud. Brasov, cod 500449;

Pagina 3 din 55

1. Exploatarea teritorială Bucuresti, str. Lacul Ursului nr.24, sector 6, Bucuresti, cod 060594;
1. Exploatarea teritorială Cluj, str. Crisului nr.12, localitatea Cluj-Napoca, jud. Cluj, cod 400597;
1. Exploatarea teritorială Craiova, str. Arhitect Ioan Mincu nr.33, localitatea Craiova, jud. Dolj, cod 200011;
1. Exploatarea teritorială Medias, str. George Cosbuc nr. 29, localitatea Medias, jud. Sibiu, cod 551027;
1. Exploatarea teritorială Constanta, str. Caraiman nr. 2 bis, localitatea Constanta. jud. Constanta, cod 900117:
1. Exploatarea teritorială de tranzit Constanta, str. Caraiman nr. 2 bis, localitatea Constanta, jud. Constanta, cod 900117.

Misiunea Transgaz o reprezintă îndeplinirea în conditii eficientă, transparentă, sigurantă si competitivitate a strategiei energetice nationale stabilite pentru transportul, tranzitul international, dispecerizarea gazelor naturale si cercetarea-projectarea în domeniul transportului de gaze naturale.

SUMAR EXECUTIV

Nr. ert.	Indicator	UM	2009	2010	2011	Variatie % 2010/2009	Variatie % 2011/2010
$\bf{0}$		$\overline{2}$	3	4	$\mathcal{L}$	$6=4/3*100$	$7 = 5/4 * 100$
1	Cifra de afaceri	mil. lei	1.187,35	1.312,99	1.343,32	110,58	102,31
$\overline{2}$	Venit din exploatare	mil. lei	1.220,02	1.342,93	1.404,36	110,08	104,57
3	Cheltuieli de exploatare	mil. lei	874,87	899,27	961,79	102,79	106,95
4	Profit din exploatare	mil. lei	345,15	443,66	442,57	128.54	99,75
5	Profit financiar	mil. lei	16,13	7,84	19,69	48,61	251,13
6	Impozit pe profit	mil. lei	62,65	75,15	82,69	119,95	110,03
7	Profit net	mil. lei	298,63	376,35	379,57	126,03	100,86
8	Dividend brut/actiune	lei	13,02	28,77	$29,76^*$	220,97	103,44

Indicatorii de performantă ai Transgaz

*propunere supusă aprobării Adunării Generale a Actionarilor

Evolutia cantitătilor de gaze naturale vehiculate si transportate prin sistemul national de transport gaze naturale (SNT) precum si a consumului tehnologic, în perioada 2009-2011, este următoarea:

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Raportul anual al administratorilor 2011

Indicator	UM	2009	2010	2011

Gaze naturale vehiculate	mil. mc	14.381,03	14.735,00	15.476,30
Gaze naturale transportate	mil. mc	11.548,83	12.306,55	12.820,53
Consum tehnologic	mil. mc	301,72	283,77	278,58
Pondere consum tehnologic/gaze vehiculate	$\%$	2,10	1.93	1,80

Evolutia comparativă a veniturilor din exploatare obtinute de societate sunt redate în tabelul de mai jos:

Nr.	Specificatii		Realizări
crt		2009	2010	2011		Dinamica $(\%)$
0		$\overline{2}$	3	4	$5 = 3/2 * 100$	$6=4/3*100$	$7 = 4/2 * 100$
1.	Venituri din activitatea de
	transport
	- lei	939.194.107	1.054.013.720	1.092.023.204	112,22	103,61	116,27
	- MWh	122.830.100	131.005.622	136.133.151	106,66	103,91	110,83
	- lei/MWh	7,65	8.05	8,02	105,22	99,70	104,91
	- mii mc	11.548.833	12.306.552	12.820.532	106,56	104,18	111,01
	- lei/1000 mc	81,32	85,65	85,18	105,32	99,45	104,75
2.	Venituri din activitatea de tranzit
	- iei	242.735.652	254.088.896	244.955.523	104,68	96,41	100,91
3.	Alte venituri din exploatare
	- lei	38.085.045	34.830.756	67.385,400	91,46	193,47	176,93
$\star$	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE	1.220.014.804	1.342.933.371	1.404.364.126	110,08	104,57	115,11

Cresterea veniturilor din activitatea de transport al gazelor naturale a fost determinată de cantitatea de gaze transportată mai mare fată de anul 2010 cu 5.127.529 MWh (513.980 mii mc).

Scăderea veniturilor din tranzitul international al gazelor naturale a fost generată de evolutia cursului de schimb al USD, aceasta deoarece încasarea serviciilor de tranzit Turcia se efectuează în USD.

Pagina 5 din 55

Cap.1 - ANALIZA ACTIVITĂTII SOCIETĂTII

1.1.a). Activitătile de bază

Transgaz este o societate comercială pe actiuni și își desfăsoară activitatea în conformitate cu legile române și Actul Constitutiv, actualizat, Transgaz este o societate listată la Bursa de Valori București, simbol bursier - TGN.

Structura capitalului social si a actionariatului Transgaz la 31 decembrie 2011 sunt redate mai jos astfel:

Actionari	Număr actiuni	Procent
Ministerul Economiei, Comertului si Mediului de Afaceri	8.654.917	73,5097%
SC Fondul Proprietatea SA	1.764.620	14.9876%
Alti actionari persoane fizice si juridice (free-float)	1.354.307	11.5027%
Total	11.773.844	100%

Numărul actionarilor Transgaz înregistrati la SC Depozitarul Central SA, la finele anului 2011 era de 7.181, cu 23 actionari mai putin decât erau înregistrati la sfârsitul anului 2010, respectiv 7.204 actionari;

Capitalul social al Transgaz la data de 31 decembrie 2011 este de 117.738.440 lei si este împărtit în 11.773.844 actiuni nominative, fiecare actiune având valoarea nominală de 10 lei.

Transgaz nu a efectuat tranzactii având ca obiect actiunile proprii si ca urmare la sfârsitul anului 2011 compania nu detinea actiuni proprii.

Conform H.G. nr. 334/2000 si Actului Constitutiv actualizat, Transgaz are ca scop îndeplinirea strategiei nationale stabilite pentru transportul, tranzitul international, dispecerizarea gazelor naturale si cercetarea - proiectarea în domeniul transportului de gaze naturale, prin efectuarea, cu respectarea legislatiei nationale, de acte de comert corespunzătoare obiectului de activitate.

Obiectul principal de activitate al Transgaz - cod CAEN 4950 - "Transporturi prin conducte" - activitate definită de lege ca fiind activitatea organizată pentru vehicularea gazelor naturale prin Sistemul National de Transport gaze natural (SNT) sau prin alte sisteme de transport. De asemenea, Transgaz desfăsoară complementar și alte activităti conexe/secundare pentru sustinerea obiectului principal de activitate în conformitate cu legislatia în vigoare și Actul Constitutiv, actualizat.

Potrivit cadrului de reglementare aplicabil sectorului de gaze naturale, Transgaz desfăsoară activitatea de transport al gazelor naturale în baza legislatiei sectoriale specifice, a Acordului de concesiune încheiat cu Agentia Natională de Resurse Minerale, aprobat prin H.G. nr.668/2002, cu modificările si completările ulterioare, a Licentei de transport nr.40/17.01.2001, a Licentei de tranzit a gazelor naturale nr.41/17.01.2001, a Licentei de dispecerizare a gazelor naturale nr.561/13.01.2006 si a Autorizatiei de functionare a obiectivelor/sistemelor de transport al gazelor naturale nr.829/20.09.2007 emisă de Autoritatea Natională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes national fiind inclusă în segmentul reglementat al pietei interne de gaze naturale. Serviciul de transport este prestat în regim de monopol natural pe bază de tarif stabilit de către ANRE. Contractele pentru prestarea serviciilor de transport se încheie, de regulă, pe o perioadă de un an gazier, pe baza contractului cadru anexă la Codul retelei pentru Sistemul National de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul presedintelui ANRE nr.54/13 decembrie 2007 cu modificările si completările ulterioare.

1.1.b). Data înfiintării Transgaz

Transgaz s-a înfiintat în anul 2000, în baza H.G. nr.334/28 aprilie 2000, privind reorganizarea Societătii Nationale de Gaze Naturale "Romgaz" - S.A., publicată în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr 194/04.05.2000.

În urma reorganizării mentionate, Transgaz a devenit operatorul tehnic al SNT, calitate în care răspunde de functionarea acestuia în conditii de calitate, sigurantă, eficientă economică si protectie a mediului.

De asemenea, în calitate de operator al SNT, Transgaz are obligatia, în conformitate cu dispozitiile Legii nr.346/2007 si ale reglementărilor Uniunii Europene, să realizeze interconectările cu sistemele similare de transport al gazelor naturale din tările vecine, în vederea creării conditiilor tehnice si tehnologice pentru asigurarea sigurantei în aprovizionarea cu gaze naturale.

1.1.c). Fuziuni sau reorganizări semnificative ale Transgaz în timpul exercitiului financiar

Nu este cazul

1.1.d). Achizitii și înstrăinări de active

Cu exceptia achizitiilor de active necesare desfăsurării și dezvoltării activitătii, precum si a celor scoase din functiune în conditiile legii, societatea nu a înregistrat alte operatiuni de această natură în decursul anului 2011.

1.1.e). Evaluarea activitătii societătii

Activitatea de Audit public intern este organizată la nivelul Transgaz prin înfiintarea în anul 2007 a Serviciului de audit intern. Primul Plan de audit intern s-a implementat la nivelul anului 2008, continuând cu planuri anuale de audit în fiecare exercitiu financiar în parte. Pe lângă planurile anuale, structura de audit intern elaborează planuri strategice pe perioade de 3 ani calendaristici, planuri care se află într-o continuă dinamică, în functie de analiza riscurilor activitătilor entitătii, analiză care se face la finele fiecărui an calendaristic.

Auditarea situatiilor financiare pe anul 2011 s-a efectuat de auditorii firmei "PricewaterhouseCoopers" (PwC).

1.1.1. Elemente de evaluare generală

Activitatea economico-financiară a Transgaz în perioada 2009-2011 s-a desfăsurat în baza indicatorilor cuprinsi în bugetele de venituri si cheltuieli anuale aprobate de Adunarea Generală a Actionarilor.

Nr. crt.	Indicator	UM	2009	2010	2011
$\theta$	$\mathbf I$	$\overline{2}$	3	4	5
1	Cifra de afaceri	lei	1.187.350.293	1.312.997.932	1.343.321.806
$\overline{2}$	Venituri totale	lei	1.258.467.898	1.377.109.896	1.463.505.150
3	Cheltuieli totale	lei	897.186.393	925.605.375	1.001.244.678
4	Profit brut	lei	361.281.505	451.504.521	462.260.472
5	Impozit pe profit	lei	62.649.964	75.151.535	82.689.007
6	Profit net	lei	298.631.541	376.352.986	379.571.465
7	Gaze transportate	mii mc	11.548.833	12.306.552	12.820.532
8	Cheltuieli de investitii	lei	364.456.298	410.156.951	128.136.313
9	Cheltuieli de reabilitare	lei	89.965.974	118.450.695	111.457.563
10	Consum tehnologic	lei	148.877.015	134.173.113	133.897.824
11	Consum tehnologic	mii mc	301.721	283.775	278.577

Principalii indicatori economico-financiari realizati în perioada 2009-2011 sunt prezentati în tabelul de mai jos:

Transgaz detine statutul de monopol în transportul gazelor naturale din România si vehiculează circa 90% din totalul gazelor naturale consumate.

Din totalul veniturilor realizate în anul 2011 circa 17% sunt realizate în valută, din activitatea de tranzit international de gaze.

Pagina 8 din 55

Realizări 2011 versus realizări 2010

Situatia rezultatelor financiare realizate la 31 decembrie 2011 fată de realizările perioadei similare a anului 2010 este prezentată în tabelul de mai jos:

				mii lei
Nr.	Denumirea	Realizat	Realizat	Indici
crt.		2010	2011	$(\%)$
$\theta$		2.	3	$4 = 3/2 \times 100$
1.	Venituri din activitatea de exploatare	1.342.933	1.404.364	104,57
2.	Venituri financiare	34.177	59.141	173,05
3.	TOTAL VENITURI	1.377.110	1.463.505	106,27
4.	Cheltuieli de exploatare	899.269	961.793	106,95
5.	Cheltuieli financiare	26.336	39.451	149,80
6.	TOTAL CHELTUIELI	925.605	1.001.245	108,17
7.	REZULTATUL BRUT(rd.3.- rd.6.) din care:	451.505	462.260	102,38
	€ din exploatare	443.664	442.570	99,75
	☆ din activitatea financiară	7.841	19.690	251,12
8.	Impozitul pe profit	75.152	82.689	110,03
9.	PROFITUL NET	376.353	379.571	100,86

Veniturile totale realizate reprezintă 106,27% fată de realizările anului 2010, înregistrându-se o depăsire de 86.395 mii lei. Veniturile au fost influentate în principal de următorii factori:

Cantitatea de gaze transportate mai mare fată de anul 2010 cu 5.127.529 MWh (513.980 mii mc), cu o influentă pozitivă de 38.009 mii lei;
$\Diamond$ veniturile din serviciile de tranzit international gaze naturale, care au înregistrat o scădere de 9.133 mii lei datorată scăderii cursului mediu de schimb leu/USD fată de cursul anului precedent;
$\bullet$ cresterea altor venituri din exploatare cu 32.555 mii lei, determinată, în principal, de încasarea unor amenzi și penalități:
Cresterea veniturilor financiare din diferente de curs favorabile si dobânzi cu 24.965 mii lei.

Cheltuielile totale reprezintă 108,17% fată de anul 2010, nivelul acestora fiind cu 75.639 mii lei mai mare.

Cheltuielile de exploatare s-au realizat în proportie de 106,95%.

S-au înregistrat depăsiri la unele elemente de cheltuieli în valoare de 80.806 mii lei. dintre care mentionăm următoarele:

$\text{\degree}$ amortizarea mijloacelor fixe: 28.051 mij lei:
$\bullet$ cheltuieli cu personalul: 10.433 mii lei:
$\bullet$ redeventa pentru concesionarea SNT: 2.888 mii lei;
Conduction Conduction Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Conductive Co

Pagina 9 din 55

$\bullet$ alte costuri de exploatare: 34.920 mii lei, în principal pe seama diminuării veniturilor din provizioane ca urmare a scăderii ritmului de încasare a creantelor restante si a constituirii provizionului aferent fondului de participare a salariatilor la profit pe anul 2011.

S-au înregistrat economii fată de anul 2010 în valoare de 18.282 mii lei, în principal la următoarele elemente de cheltuieli:

$\bullet$ participarea salariatilor la profit: 7.808 mii lei;
$\bullet$ taxa de acordare licentă transport, dispecerizare si tranzit international gaze naturale: 5.802 mii lei:
Ulterari si servicii executate de terti: 2.765 mii lei;
$\bullet$ consum si pierderi tehnologice pe sistemul de transport: 275 mii lei.

Profitul brut la nivelul anului 2011 este mai mare fată de anul precedent cu 10.756 mii lei (2,38%), iar profitul net cu 3.219 mii lei (0,86%).

Realizări 2011 versus program 2011

Sinteza rezultatelor financiare realizate la 31 decembrie 2011 comparativ cu bugetul de venituri si cheltuieli aprobat prin HG nr.526 din 18 mai 2011 este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr. ert.	Denumirea	BVC 2011	Realizat 2011	Indici $(\%)$
0		2	3	$4 = 3/2 \times 100$
1.	Venituri din activitatea de exploatare	1.253.203	1.404.364	112,06
2.	Venituri financiare	576	59.141	$\mathbf X$
3.	TOTAL VENITURI	1.253.779	1.463.505	116,73
4.	Cheltuieli de exploatare	1.096.900	961.793	87,68
5.	Cheltuieli financiare	12.684	39.451	311,03
6.	TOTAL CHELTUIELI	1.109.584	1.001.245	90,24
7.	REZULTATUL BRUT (rd.3.- rd.6.), din care:	144.195	462.260	320.58
	S. din exploatare	156.303	442.570	283,15
	€ din activitatea financiară	$-12.108$	19.690	X
8.	Impozitul pe profit	20.262	82.689	408,10
9.	PROFITUL NET	123.933	379.571	306,27

Veniturile totale reprezintă 116,73% fată de prevederile BVC, înregistrându-se o depăsire de 209.726 mii lei. Veniturile au fost influentate de următorii factori:

$\phi$ cantitatea de gaze transportate mai mare fată de cea prevazută în BVC cu 16.556.919 MWh (1.708.532 mii mc), cu o influentă pozitivă de 125.715 mii lei:
$\Diamond$ veniturile din serviciile de tranzit international gaze naturale, care au înregistrat o scădere de 11.435 mii lei determinată de scăderea cursului mediu de schimb leu/USD fată de cel prevăzut în BVC;

Pagina 10 din 55

*mii lei*

$\Diamond$ cresterea altor venituri din exploatare cu 36.882 mii lei determinate, în principal, de încasarea unor amenzi si penalităti;
$\Diamond$ cresterea veniturilor financiare din diferente de curs favorabile si dobânzi cu 58.565 mii lei.

Cheltuielile totale realizate la finele anului sunt în proportie de 90,24% fată de programul aprobat, nivelul acestora fiind cu 108.340 mii lei mai mic.

Cheltuielile de exploatare realizate reprezintă 87,68% din nivelul planificat.

S-au înregistrat economii de 172.478 mii lei în principal la următoarele elemente de cheltuieli:

Consum si pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 16.646 mii lei, datorită a doi factori:
cantitătii realizate mai mică fată de program cu 249.261 MWh cu o influentă pozitivă de 12.235 mii lei:
pret mediu de achizitie realizat (47,52 lei/MWh) inferior celui prevăzut (49,09 lei/MWh) cu 1,57 lei/MWh cu o influentă pozitivă de 4.411 mii lei:
⁶ lucrări si servicii executate de terti: 117.941 mii lei, datorită amânării unor lucrări din cauza obtinerii cu dificultate a acordului proprietarilor pentru acces în teren, ca urmare a modificării legislatiei referitoare la exercitarea. cu titlu gratuit de către concesionarii din sectorul gazelor naturale a dreptului de uz si servitute asupra terenurilor pe care se execută lucrări de reparatii si a schimbării de către ANRMAP a procedurilor de validare a licitatiilor:
Cheltuieli materiale: 18.910 mii lei ca urmare a nerealizării programului de reabilitare:
$\bullet$ cheltuieli cu personalul: 8.834 mii lei:
Ile costuri de exploatare: 1.070 mii lei (contributii aferente cotei gaze, anularea unor provizioane pe seama încasării unor creante restante din perioadele anterioare).

S-au înregistrat depăsiri la unele elemente de cheltuieli în valoare de 37.370 mii lei, dintre care mentionăm următoarele:

$\bullet$ amortizarea mijloacelor fixe: 25.215 mij lei;
$\bullet$ redeventa pentru concesionarea SNT: 11.428 mii lei:
$\bullet$ cheltuieli cu alte impozite si taxe: 727 mii lei;

Profitul brut realizat la finele anului este mai mare cu 318.065 mii lei (220,58%) fată de cel programat, iar profitul net cu 255.638 mii lei (206.27%).

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Performantele Transgaz în perioada analizată se reflectă si în evolutia următorilor indicatori:

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	2009	2010	2011
1.	Indicatori de profitabilitate
	a) EBITDA în total vânzări	EBITDA Cifra de afaceri	42,24%	45,10%	47,26%
	b) EBITDA în capitaluri proprii	EBITDA Capitaluri proprii	21,22%	22,90%	19,46%
	c) Rata profitului brut	Profitul brut Cifra de afaceri	30,43%	34,39%	34,41%
	d) Rata rentabilității capitalului	Profit net Capitaluri proprii	12,64%	14,55%	11,63%
2.	Indicatori de lichiditate
	a) Indicatorul lichidității curente	Active circulante Datorii pe termen scurt	1,42	1,57	1,92
	b) Indicatorul lichiditătii imediate	Active circulante - Stocuri Datorii pe termen scurt	1,31	1,49	1,79
3.	Indicatori de risc
	a) Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat Capitaluri proprii	1,76	3,04	2,21
	b) Rata de acoperire a dobânzii	EBIT Cheltuieli cu dobânda	29,57	83,66	50,87
$\boldsymbol{4}$ .	Indicatori de activitate
	a) Viteza de rotatie a debitelor - clienti	Sold mediu clienti x 365 zile Cifra de afaceri	98,74	97,18	102,55
	b) Viteza de rotatie a creditelor – fumizori	Sold mediu furnizori x365 zile Cifra de afaceri	38,90	37,09	39,15

1.1.2. Principalele servicii prestate de societate

Transgaz obtine venituri din următoarele activităti:

Activitatea de transport al gazelor naturale care este reglementată de către ANRE prin:

≻ Decizia ANRGN nr.1078/2003 privind aprobarea criteriilor si metodelor pentru aprobarea preturilor si stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale:
$\triangleright$ Decizia ANRGN nr.311/2005 pentru aprobarea documentelor suplimentare privind aplicarea Criteriilor si metodelor pentru aprobarea preturilor si stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale, aprobate prin Decizia ANRGN nr.1.078/2003:
$\triangleright$ Decizia ANRGN nr.339/2004 privind aprobarea duratelor reglementate pentru amortizarea imobilizărilor corporale si necorporale.

Evolutia tarifelor de transport în perioada analizată este redată în tabelul de mai jos:

			Tarif servicii de transport
Nr. crt.	Ordinul autorității de reglamentare	Data de la care se aplică	Componentă volumetrică (lei/MWh)	Componentă rezervare de capacitate servicii ferme (lei/MWh/oră)	Componentă rezervare de capacitate servicii întreruptibile (lei/MWh/oră)
0
	Ordin ANRE 72/26.06.2008	1 iulie 2008	6,89	0,18	0.14
2.	Ordin ANRE 76/27.08.2009	septembrie 2009	7,50	0,22	0,17

În conformitate cu Decizia ANRGN nr.1078/2003 venitul reglementat ar fi trebuit ajustat începând cu data de 1 iulie 2010, însă prin Ordinul ANRE nr.18 din 24 iunie 2010 a fost prelungită durata de valabilitate a Ordinului ANRE nr.76 din 27.08.2009 "până la stabilirea noului venit reglementat". Desi Transgaz a prezentat la ANRE fundamentările privind ajustarea venitului reglementat si a tarifelor de transport pentru ultimii doi ani gazieri ai actualei perioade de reglementare (1 iulie 2010-30 iunie 2011, respectiv 1 iulie 2011-30 iunie 2012), în conformitate cu metodologia în vigoare, ANRE nu a aprobat până în prezent ajustarea, fără a transmite Transgaz vreo explicatie, motiv pentru care ANRE a fost actionată în instantă.

Activitatea de tranzit international al gazelor naturale este tot o activitate de transport gaze, dar pentru că se desfăsoară prin conducte dedicate care nu sunt interconectate cu sistemul national de transport (SNT), nu este considerată activitate reglementată, iar tarifele de tranzit au fost stabilite pe baze comerciale prin negocieri între părti.

Alte activităti cu o contributie marginală la cifra de afaceri a societății (vânzări de active, chirii si redevente).

Ponderea principalelor activități în veniturile din exploatare Transgaz este prezentată grafic mai jos:

Serviciul de transport gaze naturale

Prestarea serviciului de transport desemnează ansamblul de activităti si operatiuni desfăsurate pentru si în legătură cu rezervarea capacitătii de transport si transportul prin SNT al cantitătilor determinate de gaze naturale. Transportul cantitătilor de gaze naturale se realizează de la punctele de predare/preluare comercială de la intrarea în SNT până la punctele de predare/preluare comercială de la iesirea din SNT, gazele naturale necesare acoperirii pierderilor din SNT fiind în responsabilitatea Transgaz.

Prin serviciile de transport contractate pe perioada anului 2011 s-a realizat transportul cantitătii totale de 136.133.151 MWh (12.820.532 mii mc), capacitatea rezervată în acest scop fiind 40.441 MWh/oră (3.811 mii mc/oră).

Principalele categorii de beneficiari ai serviciilor de transport gaze naturale si ponderea detinută de acestia sunt:

societătile de furnizare și distributie licentiate: 47%;
societătile de furnizare gaze naturale licentiate: 29%;
consumatorii eligibili: 23%.

Ponderea celor mai importanti beneficiari ai serviciului de transport este prezentată în graficul următor:

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Raportul anual al administratorilor 2011

Pentru acoperirea consumului si pierderilor tehnologice din SNT, în anul 2011 Transgaz a achizitionat o cantitate de 2.817.624 MWh (278.577 mil mc) gaze naturale de la SNGN "Romgaz" SA Medias.

In conformitate cu prevederile Ordinului ANRE nr. 2/20 ianuarie 2011 privind aprobarea nivelului stocului gazelor naturale aferent SNTGN "Transgaz" SA art.3 $alin. (1)$ au fost achizitionate si înmagazinate în depozitele subterane 212.000 MWh (20.000 mii mc) gaze naturale destinate asigurării echilibrării sistemului si exploatării în conditii de sigurantă a acestuia.

Serviciul de tranzit international gaze naturale

Activitatea de tranzit international gaze naturale asigură tranzitul gazelor naturale din Federatia Rusă spre Bulgaria, Turcia, Grecia și alte tări, prin intermediul a trei conducte magistrale, între Isaccea și Negru-Vodă.

Această activitate se desfăsoară pe baza a trei contracte încheiate între Transgaz si Bulgargaz EAD (Bulgaria), respectiv Gazprom Export (Federatia Rusă).

Cadrul legal pentru încheierea contractelor l-au constituit următoarele acorduri interguvernamentale:

Conventia privind construirea unei conducte pe teritoriul R.S.R. pentru tranzitarea de gaze din U.R.S.S. în R.P. Bulgaria, semnată la data de 29 noiembrie 1970:
Acordul de cooperare în sectorul energetic încheiat în 29 octombrie 2002 între Ministerul Energiei si Resurselor Energetice din Bulgaria si Ministerul Industriei si Resurselor din România:
Conventia între guvernele R.S.R. si U.R.S.S. privind tranzitul pe teritoriul R.S.R. a gazelor naturale din U.R.S.S. către Turcia, Grecia si alte tări, semnată la data de 29 decembrie 1986:
Conventia între guvernele României si Federatiei Ruse privind extinderea capacității conductelor de tranzit gaze naturale pe teritoriul României, pentru

Pagina 15 din 55

cresterea livrărilor de gaze naturale din Federatia Rusă în terte tări și în România, semnată la data de 25 octombrie 1996.

Conventiile încheiate cu partea rusă au fost denuntate prin H.G. nr.1278/27 decembrie 2011, în baza prevederilor art.351, alin.2 din Tratatul privind functionarea Uniunii Europene.

Durata de valabilitate a celor trei contracte este următoarea:

Contractul nr.10.726 din 19 octombrie 2005, încheiat cu Bulgargaz EAD Bulgaria, valabil până la data de 31 decembrie 2016;
Contractul nr.2102-06 din 3 iunie 1987 valabil până la data de 31 decembrie 2011, prelungit până la data de 31 decembrie 2012 prin Addendum-ul semnat cu partea rusă la data de 16 decembrie 2011;
Contractul nr.643/00157629/210247 din 24 septembrie 1999, valabil până la data de 31 decembrie 2023.

Conform prevederilor din contractele mentionate, plata serviciilor se face în valută, integri functie de capacitatea comandată (contracte tip "ship or pay").

1.1.3. Evaluarea activitătii de aprovizionare

Achizitiile pentru asigurarea bazei tehnico-materiale se realizează pe bază de contracte ferme sau comenzi, cu respectarea legislatiei în vigoare, atât de pe piata internă cât si din import.

1.1.4. Evaluarea activității de vânzare

Transgaz este singurul operator de transport gaze naturale din România. În tabelul de mai jos este prezentată evolutia prestărilor de servicii de transport si tranzit pentru perioada 2009-2010.

Nr.			Realizări (lei)
crt	Specificatii	2009	2010	2011		Dinamica $(\% )$
					$5 = 3/2 * 100$	$6=4/3*100$	$7=4/2*100$
	Venituri din activitatea de transport	939.194.107	1.054.013.720	1.092.023.204	112.22	103,61	116,27
	Venituri din activitatea de tranzit	242.735.652	254,088.896	244,955.523	104.68	96.41	100,91

Activitatea de transport gaze naturale prin SNT vizează peste 90% din gazele naturale consumate în România si din acest motiv se poate considera că societatea:

nu se confruntă cu situatii concurentiale în domeniu:
nu depinde în mod semnificativ de un client sau un grup de clienti din portofoliul său.

1.1.5. Evaluarea aspectelor legate de angajatii/personalul societătii

La data de 31 decembrie 2011 Transgaz înregistra un număr de 4.962 angajati cu contract individual de muncă, din care 4.936 pe perioadă nedeterminată și 26 pe perioadă determinată.

Evolutia numărului de angajati al societătii în perioada 2009 - 2011 este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr. crt.	Specificatie	2009	2010	2011

	Număr de salariati la începutul perioadei	5.022	4.990	4.970
	Număr de persoane nou angajate	77	108	114
$\mathbf{a}$	Număr de persoane care au încetat raporturile de muncă cu societatea	109	128	122
	Număr de salariati la sfârsitul perioadei	4.990	4.970	4.962

Evolutia structurii personalului pe categorii de studii, relevă interesul societății de a acoperi nevoile de personal prin angajarea de specialisti cu înaltă calificare precum si calificarea personalului existent:

Nr.	Specificatie	31.12.2009	31.12.2010	31.12.2011
crt.
o
	Absolventi studii superioare	940	968	1.001
2	Absolventi studii liceale	1.602	1.596	1.605
3	Absolventi studii profesionale	926	929	922
4	Absolventi scoală generală + curs de calificare	1.522	1.477	1.434
$\star$	TOTAL angajati	4.990	4.970	4.962

În domeniul formării si perfectionării continue a salariatilor în cursul anului 2011 au fost organizate cursuri de formare profesională si perfectionare cu formatori interni pentru 1.382 salariati, în meserii specifice domeniului de activitate al societătii. În aceeasi perioadă un număr de 643 salariati au participat la cursuri organizate cu formatori externi.

La 31 decembrie 2011 gradul de sindicalizare al fortei de muncă era de 98.83%, din totalul de 4.962 salariati 4.904 fiind membri de sindicat. Există 4 organizatii sindicale la care sunt înscrisi angajatii Transgaz, si anume:

Sindicatul "Transport Gaz" Medias
Sindicatul Liber SNTGN TRANSGAZ SA Medias $\bullet$
Sindicatul Cercetare Tehnologie "CERTEH" Medias $\bullet$
Sindicatul Profesional "Metan" Medias. $\bullet$

Raporturile dintre angajator si angajati sunt reglementate prin Contractul colectiv de muncă la nivelul societătii, precum si prin contractele individuale de muncă ale salariatilor.

Raporturile dintre angajator si angajati se încadrează în prevederile legale în vigoare, pe parcursul anului 2011 neexistând elemente conflictuale în legătură cu aceste raporturi.

1.1.6. Evaluarea aspectelor legate de impactul activitătii de bază a Transgaz asupra mediului înconjurător

Sunt prezentate la punctul 6 din Anexa la Raportul administratorilor privind Guvernanta Corporativă

1.1.7. Evaluarea activității de cercetare și dezvoltare

Programul de Cercetare Stiintifică, Inovare Tehnologică și Standardizare al Transgaz pe anul 2011 a fost structurat pe sase directii tematice, respectiv:

$\mathbf{I}$ . Reabilitarea, modernizarea si cresterea sigurantei sistemului de transport gaze naturale:
П. Implementarea de noi procese si tehnologii conform cerintelor UE;
III. Măsurarea debitelor de gaze naturale:
IV. Protectia mediului si a muncii:
V. Standarde, norme, normative, prescriptii tehnice, proceduri de lucru în domeniul gazelor naturale;
VI. Cresterea fiabilitătii si a flexibilitătii sistemului national de transport al gazelor naturale prin diversificarea surselor de alimentare.

În cadrul celor sase directii tematice mentionate mai sus au fost cuprinse 20 de teme de cercetare solicitate de către Departamentele Operare, Exploatare, Dezvoltare si Projectare si Cercetare.

Dintre aceste teme de cercetare, un număr de 10 au fost teme aflate în derulare din anii 2008-2010, iar celelalte 10 au constituit teme noi pe anul 2011.

Pentru finalizarea acestor teme, Programul de Cercetare pe anul 2011 a propus, spre realizare, 28 faze reprezentând lucrări de cercetare în valoare totală de 5.347.395 lei.

Din cele 28 de faze de lucrări de cercetare mentionate mai sus Departamentul Proiectare si Cercetare a realizat, până la sfârsitul anului 2011, 5 faze în valoare de 350.000lei iar colaboratorii externi au realizat 8 faze în valoare de 2.408.514 lei si au contractate 6 faze, cu finalizare în 2012, în valoare de 990.100 lei.

Lucrările realizate de DPC în cursul anului 2011 au solutionat probleme legate de:

1. Determinarea profilurilor de consum pentru SRM-urile de predare din SNT în vederea stabilirii metodologiei de determinare a acestora (Sistemul 3-Vest);
1. Posibilitătile de utilizare a dispozitivului pentru prescrierea automată a presiunii de referintă a regulatoarelor de presiune;
1. Norma de odorizare a gazelor naturale din SNT:
1. Reducerea zgomotului în statiile de comprimare gaze naturale:
1. Adoptarea a 8 standarde din domeniul transportului de gaze naturale.

Lucrările realizate de terti, în cursul anului 2011 au solutionat probleme legate de:

1. Implementarea si utilizarea unui Sistem de Management pe bază de Risc prin analiza conditiilor existente comparativ cu cele necesare;
1. Analiza teoretică a capacitătii de transport a SNT, având la bază un model informatic al SNT, dezvoltat în acest scop (Universitatea Petrol-Gaze Ploiesti):
1. Realizarea proiectului demonstrativ pentru captarea si stocarea carbonului si elaborarea aplicatiei pentru obtinerea de finantare europeană (SC ISPE SA Bucuresti):
1. Conceperea unui model experimental (instalatie pilot) pentru producerea energiei electrice pe baza potentialului de energii regenerabile (eoliană si solară) (Institutul National de Cercetare-Dezvoltare și Încercări pentru Electrotehnică ICMET-Craiova);
1. Elaborarea unor norme si impunerea unor proceduri de lucru referitoare la utilizarea, fabricarea si montarea fitingurilor de tip teu sau manson pe conductele de transport gaze naturale aflate sub presiune (Universitatea Petrol-Gaze Ploiesti).

Lucrările contractate de terti, în cursul anului 2011, cu finalizare în 2012 vor solutiona probleme legate de:

1. Reducerea coroziunii conductelor prin efectuarea de măsurători intensive si validare programe soft (Universitatea Tehnică UT-Cluj-Napoca);
1. Analiza si evaluarea capacitătii reale de transport a SNT si a capacitătilor de transport pe punctele de intrare si de iesire din acesta, având la bază modelul informatic al SNT calibrat (Universitatea Petrol-Gaze Ploiesti);
1. Realizarea prototipului unui dispozitiv pentru prescrierea automată a presiunii de referintă a regulatoarelor de presiune, testarea functională si omologarea acestuia (Institutul National de Cercetare-Dezvoltare pentru Mecatronică și Tehnica Măsurării INCDMTM- Bucuresti):
1. Revizuirea normelor tehnice privind projectarea si executia conductelor de alimentare din amonte si de transport gaze naturale (Universitatea Petrol-Gaze Ploiesti):
1. Evaluarea proiectelor majore din domeniul transportului gazelor naturale din România (Neculai Pavlovschi-Întreprindere Individuală Medias).

Conform "Programului de Cercetare Stiintifică, Inovare Tehnologică și Standardizare al SNTGN TRANSGAZ SA pentru anul 2012" aprobat prin Hotărârea Consiliului de Administratie nr.2/27.01.2012, cheltuielile de cercetare-dezvoltare pentru anul 2012, sunt în valoare de 4.273.983 lei.

Temele de cercetare propuse spre realizare sunt:

$\mathcal{L}$ Cercetări cu referire la sistemul zero privind regimurile tehnologice existente comparativ cu simularea lor teoretică în vederea:
depistării zonelor cu rezistente locale hidraulice ridicate;
stabilirea necesitătii si oportunitătii amplasării SCG si adaptării acestora la parametrii tehnologici existenti:
operării în conditii de sigurantă având la bază un model de control predictiv;
$\mathcal{L}$ Studii privind stabilirea metodelor de evitare a riscurilor în exploatarea sistemelor de transport gaze naturale:
Studiul coroziunii conductelor de transport gaze naturale, aflate sub influenta liniilor electrice aeriene ce au tensiuni mai mari de 100 kV si metode de reducere a acesteia:
$\le$ Studii si cercetări cu privire la SNT în vederea:
evaluării capacitătii de transport, a zestrei si a gazelor stocate în sistem pe baza simulării fluxurilor tehnologice, cu luarea în considerare a actualei configuratii si a stării tehnice reale de functionare a sistemului:
evaluării profilurilor de consum pentru SRM-urile de predare;
identificării situatiilor de criză si de urgentă în cadrul sistemului si implementarea unor metode fezabile de evitare a acestora:
$\mathscr{\mathscr{E}}$ Studiul posibilitătilor de realizare a unor dispozitive pentru prescrierea automată, de la distantă, a presiunilor de referintă a regulatoarelor de presiune gaz existente în SNT, în vederea modernizării si a integrării acestora în schemele de control ale procesului de transport gaze naturale:
Evaluarea caracteristicilor constructive si functionale ale sistemelor de închidere si reglare (robinet/actuator) utilizate în SNT, din perspectiva fiabilitătii, mentenantei proactive si sigurantei în exploatare;
$\mathscr{\mathscr{E}}$ Cercetări privind influenta parametrilor de operare (p,T,Q) ai gazelor naturale dintr-o conductă de transport asupra nivelului umiditătii gazelor si a apei libere existente în conductă:
Studii privind identificarea, evaluarea si valorificarea potentialului energetic recuperabil din cadrul procesului de transport al gazelor naturale la nivelul SNT;
$\mathcal Z$ Studii si cercetări privind utilizarea surselor de energie neconventionale pentru alimentarea cu energie electrică a echipamentelor si instalatiilor tehnologice existente în cadrul SNT:
≤ Cercetări privind asimilarea unor microgeneratoare electrice actionate cu motoare pneumatice, pe gaze naturale, destinate alimentării cu energie electrică a instalatiilor proprii din cadrul SRM-urilor si a nodurilor tehnologice;
Studiul posibilitătilor de mentinere a preciziei de măsurare a debitului de gaze naturale în limitele impuse de instrumentatia existentă în SRM-urile si nodurile tehnologice ale SNT;
Solutii noi de reducere a zgomotului la statiile de comprimare si transport gaze naturale;

Pagina 20 din 55

≤ Procedură de verificare a sistemelor de măsurare ce utilizează contoare cu turbină si/sau contoare ultrasonice, având debitul maxim peste 2.500 $m^3/h$ ;
≤ Prescriptii tehnice privind distantele de sigurantă si asigurarea nivelului de risc acceptabil la conductele aflate în functiune:
$\mathscr{\mathscr{E}}$ Prescriptii tehnice si proceduri de lucru pentru asigurarea calitătii procesului de odorizare a gazelor naturale la nivelul SNT;
$\approx$ Norme tehnice privind projecture si executia conducted or de alimentare din amonte si de transport gaze naturale;
$\approx$ Procedură de verificare a preciziei analizoarelor de gaze utilizate în SNT pentru determinarea temperaturii punctului de rouă;
$\mathcal{L}$ Proceduri si produse informatice specializate pentru projectarea conductelor de transport ale gazelor naturale;
$\approx$ Studiu privind evaluarea projectelor majore din domeniul transportului gazelor naturale din România din punct de vedere al impactului acestora asupra securitătii energetice, a cresterii competitivitătii pe piata de energie si a asigurării unei dezvoltări durabile.

1.1.8. Evaluarea activitătii Transgaz privind managementul riscului financiar

Prin natura activitătilor desfăsurate, societatea este expusă unor riscuri variate care includ: riscul de credit, riscul valutar, riscul de rată a dobânzii, riscul de lichiditate si riscul pietei de capital. Conducerea urmăreste reducerea efectelor potential adverse, asociate acestor factori de risc, asupra performantei financiare a societății.

Riscul de credit

Societatea este supusă unui risc de credit datorat creantelor sale comerciale si a celorlalte tipuri de creante. Referintele privind bonitatea clientilor sunt obtinute în mod normal pentru toti clientii noi, data de scadentă a datoriilor este atent monitorizată si sumele datorate după depăsirea termenului sunt urmărite cu promptitudine.

Riscul valutar

Societatea este expusă fluctuatiilor cursului de schimb valutar prin datoria generată de împrumuturile sau datoriile comerciale exprimate în valută. Datorită costurilor mari asociate, politica societătii este să nu utilizeze instrumente financiare pentru diminuarea acestui risc.

Riscul de rată a dobânzii

Fluxurile de numerar financiare ale societătii sunt afectate de variatiile ratei dobânzilor în principal datorită împrumuturilor cu dobândă variabilă. Societatea nu utilizează instrumente financiare pentru a se proteja fată de fluctuatiile ratei dobânzii.

Riscul de lichiditate

Managementul prudent al riscului de lichiditate implică mentinerea de numerar suficient si a unor linii de credit disponibile. Datorită naturii activitătii, societatea urmăreste să aibă flexibilitate în posibilitătile de finantare, prin mentinerea de linii de credit disponibile pentru finantarea activitătilor de exploatare.

Riscul pietei de capital

Transgaz si-a majorat capitalul social printr-o ofertă publică initială primară de vânzare de actiuni derulată în perioada 19 noiembrie-7 decembrie 2007, urmată de tranzactionarea la Bursa de Valori Bucuresti a drepturilor de alocare si respectiv a actiunilor.

Conform Legii nr.297/2004 privind piata de capital, societătile admise la tranzactionare au o serie de obligatii de raportare catre CNVM si BVB. Astfel, Transgaz este obligată să raporteze de îndată orice act juridic încheiat de către societate cu administratorii, angajatii, actionarii care detin controlul, precum si cu persoane implicate cu acestia. De asemenea societatea este obligată să informeze actionarii și CNVM, fără întarziere, în legătura cu informatiile privilegiate, să pună la dispozitia publicului si CNVM rapoarte trimestriale, semestriale si anuale, să informeze asupra oricărui factor de natură financiară, organizatională, de mediu, orice modificare a obiectivelor sau a strategiei de afaceri, a planurilor de investitii, care ar putea influenta semnificativ activitatea societătii.

BVB fiind o bursa mică, prezintă o anumită fragilitate în ce priveste fluctuatia pretului de piată al actiunilor cotate, acesta fiind influentat de informatiile puse la dispozitie de către emitent.

1.1.9. Elemente de perspectivă privind activitatea Transgaz

Evolutii privind Proiectul Nabucco

Projectul Nabucco a fost demarat cu scopul de a conecta si valorifica rezervele promitătoare de gaze naturale din zona Mării Caspice si Orientul Mijlociu (Irak, Egipt), cu pietele europene. Proiectul Nabucco a fost inclus în Strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020 la Capitolul IV "Obiectivele dezvoltării sectorului energetic si măsurile preconizate pentru atingerea acestora".

Proiectul s-a initiat cu participarea a cinci companii de profil, respectiv: BOTAS, Boru Hatlari Ile Petrol Tasima AS - Turcia, Bulgarian Energy Holding EAD - Bulgaria, SNTGN TRANSGAZ SA - România, MOL, Magyar Olaj-És Gázipari Rt. - Ungaria si OMV Gas & Power GmbH - Austria.

In anul 2008 a intrat în Proiect un nou asociat, compania RWE Supply & Trading GmbH - Germania.

Activitătile legate de implementarea proiectului se desfăsoară prin intermediul Companiei Nabucco Gas Pipeline International GmbH (NIC) cu sediul la Viena si prin intermediul a 5 filiale detinute în întregime de NIC, câte una în fiecare tară tranzitată de conductă.

Participarea celor 6 asociati în NIC este egală, fiecare detinând (16,67%) din părtile sociale ale acesteia.

În vederea sprijinirii implementării Proiectului Nabucco la data de 08 iunie 2011 în Turcia la Kayseri s-au semnat Acorduri de Sprijin a Proiectului (PSA), între autoritătile statelor tranzitate de conducta Nabucco, pe de o parte si Compania Nabucco Gas Pipeline International GmbH împreună cu Compania Natională Nabucco din fiecare stat, pe de altă parte.

Tot la aceasta data a avut loc si prima întâlnire a Comitetului Nabucco for înfiintat în conformitate cu prevederile Acordului Interguvernamental (IGA).

Prin H.G. nr.1083/2011 s-a înfiintat Comitetul Interdepartamental Nabucco, acesta reprezentând o structură internă ale cărei obiective principale sunt: urmărirea realizării proiectului si discutarea oricăror aspecte legate de implementarea acestuia (inclusiv solutionarea unor eventuale probleme) formularea de propuneri si fundamentarea luării deciziilor referitoare la sprijinirea proiectului.

În luna noiembrie 2011 MOL, Magyar Olaj-És Gázipari Rt.-Ungaria si-a cedat părtile sociale detinute în NIC către FGSZ Földgázszállító Zártkörűen Működő Részvénytársaság o subsidiară detinută de către MOL în proportie de 100%.

Consortiul Shah Deniz II a solicitat celor trei projecte de gazoducte (Nabucco, ITGI si TAP) transmiterea de oferte pentru exportul gazelor naturale din Azerbaidian. La sfârsitul lunii septembrie 2011 Compania Nabucco a transmis un pachet de informatii detaliate. Ulterior au avut loc întâlniri periodice de clarificare între Compania Nabucco si Consortiul Shah Deniz II. În cadrul proiectului Shah Deniz II, Azerbaidjanul ar urma să livreze Europei o cantitate de 10 miliarde metri cubi de gaze naturale pe an prin una din cele trei conducte care va fi selectată la începutul anului 2012.

Proiectul Nabucco are o importantă strategică pentru toate statele implicate si pentru investitori iar importanta acestuia a fost recunoscută de către organismele comunitare prin includerea de către Comisia Europeană a acestuia în programul TEN (Trans European Networks) si de asemenea prin alocarea unor fonduri nerambursabile prin Programul European de Redresare Energetică (EERP).

Una din conditiile de obtinere a acestor fondurilor nerambursabile prin EEPR (200 milioane EUR) a fost încheierea de către NIC până la sfârsitul anului 2010, a unor contracte de achizitie echipamente de bază și achitarea acestor contracte până la miilocul anului 2011. Întrucât nu s-a reusit respectarea acestui termen, reprezentantii NIC au înaintat o scrisoare CE prin care au solicitat prelungirea termenului de acordare a acestui grant. În acest sens în cursul lunii februarie va avea loc o întâlnire în care să fie discutat în detaliu stadiul proiectului si implicit posibilitatea prelungirii perioadei privind acordarea acestui grant.

Conform mecanismului de finantare adoptat de către asociati constând în majorări clasice de capital social (respectiv sumele transferate de către asociati ca urmare a solicitărilor de numerar venite din partea NIC sunt înregistrate ca si contributii directe la capitalul social al NIC) la sfârsitul anului 2011 capitalul social al NIC s-a majorat la valoarea de 92.666.700 Euro (15.444.450 Euro/asociat), asa cum rezultă din extrasul constatator eliberat de Curtea Comercială din Viena, la data de 11.10.2011.

Aspecte Tehnice

Lucrările de Proiectare a conductei Nabucco în toate tările tranzitate de aceasta sunt în derulare. Pe teritoriul României, lucrările de proiectare locală sunt asigurate de Asociatia formată din S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. Medias, S.C. PETROSTAR S.A. Ploiesti si S.C. GAZPROIECT S.A. Brasov.

Până în prezent au fost finalizate lucrările de confirmare a traseului conductei Nabucco precum si studiile topografice, geologice si hidrologice. Au fost obtinute Certificatele de Urbanism în cele cinci judete traversate de conducta Nabucco (Dolj, Mehedinti,

Pagina 23 din 55

Caras-Severin, Timis si Arad). De asemenea a fost demarată procedura de evaluare a impactului asupra mediului.

Progresul activitătilor de proiectare pe teritoriul României este de aproximativ 70%.

Aspecte economice

Având în vedere ca finantarea proiectului se va realiza din surse atrase (credite) și din surse proprii în data de 6 septembrie 2010 asociatii Nabucco au semnat o Scrisoare Mandat cu Banca Europeană de Investitii, Banca Europeană pentru Reconstructie și Dezvoltare si IFC - membră a World Bank Group. Semnarea acestei Scrisori Mandat marchează startul procesului de evaluare a projectului Nabucco, etapă necesară în vederea obtinerii unui potential pachet de finantare de până la 4 miliarde Euro.

În ceea ce priveste Transgaz, deoarece se consideră că nu îndeplineste conditiile minime solicitate de către bănci privind bonitatea va trebui să prezinte garanții atât pentru partea aferentă creditelor cât si pentru partea de capital propriu.

Dat fiind statutul de companie cu capital majoritar de stat, TRANSGAZ va avea nevoie de garantii guvernamentale, care să acopere atât partea de capital propriu cât si partea aferentă creditelor contractate de NIC. În prezent consultantii NIC pe probleme financiare, fiscale si juridice au convenit împreună cu asociatii asupra unei versiuni a documentatiei privind întregul concept de garantare a creditelor contractate de NIC si a capitalului propriu cu care trebuie să participe asociatii la finantarea proiectului Nabucco pentru perioada de constructie. Această documentatie urmează a fi transmisă autoritătilor relevante în vederea obtinerii unui punct de vedere asupra continutului prezentat.

Aspecte juridice

In vederea asigurării unui cadru optim pentru implementarea proiectului, reprezentanții NIC, alături de reprezentanti ai companiei locale Nabucco Gas Pipeline România SRL (NNC România) în colaborare cu reprezentanti ai autoritătilor relevante au elaborat un "Proiect de Lege privind unele masuri aferente lucrărilor de dezvoltare a Conductei de naturale corespunzătoare Proiectului gaze Nabucco". Aceasta initiativă particularizează practic unul dintre angajamentele Statului Român, conform căruia acesta si-a asumat obligatia "să asigure întreaga cooperare a tuturor autoritătilor relevante de pe teritoriul său si să întreprindă toate actiunile necesare pentru ca Proiectul Nabucco să se poată realiza" (Art.11 si 3.2 din Acordul Interstatal, respectiv Legea nr. 57/2010).

Stadiul procesului de vânzare a pachetului de actiuni reprezentând 15% din capitalul societătii

Prin H.G. nr.827/04.08.2010 a fost aprobată vânzarea prin metode specifice pietei de capital (ofertă publică secundară) a unui pachet de actiuni reprezentând 15% din capitalul social al Transgaz, administrat de Ministerul Economiei, Comertului si Mediului de Afaceri (MECMA). În consens cu respectarea prevederilor art.2, alin.(1) si (2) din H.G. nr.827/2010 si cele ale legislatiei specifice pietei de capital, MECMA prin OPSPI (Oficiul Participatiilor Statului si Privatizării în Industrie) a procedat la selectia intermediarului care va derula oferta publică secundară (SPO) de vânzare actiuni Transgaz.

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Intermediarul selectat este "Sindicatul de Intermediere" format din RAIFFEISEN CAPITAL&INVESTMENT $(RCI)$ lead $\Box$ manager. WOOD&COMPANY FINANCIAL SERVICES (Wood) si BT SECURITIES (BT). Subcontractorii pentru realizarea due diligence-ului financiar, legal si operational sunt: Schoenherr si Asociatii (SA), BDO Business Advisory (BDO) si Darian DRS (Darian).

Conform Contractului de intermediere nr.3/01.02.2012 semnat între MECMA prin OPSPI si Sindicatul de Intermediere, calendarul asumat de intermediar pentru procesul SPO este unul foarte strâns (10 săptămâni de la data semnării contractului).

In calitatea sa de Emitent, Transgaz are obligatia legală de a furniza toate informatiile si documentele necesare pentru elaborarea documentatiei în legătură cu oferta publică secundară si de a actiona responsabil în raport cu obligatiile ce-i revin de a asigura investitorii că informatiile financiare ce vor fi cuprinse în prospectul de ofertă respectă principiul acuratetii, corectitudinii, realitătii, transparentei.

Transgaz a luat măsurile necesare îndeplinirii obligatiilor ce-i revin într-un timp cât mai scurt posibil, printre care amintim:

If numirea unei comisii de coordonare a procesului SPO;
Contractarea serviciilor de deschidere a unei camere de date virtuale pentru transmiterea documentelor, datelor si informatiilor în mod operativ;
Corganizarea de întâlniri de lucru săptămânale sau ori de câte ori sunt necesare.

La acestă dată Transgaz a furnizat cu promptitudine și responsabilitate peste 90 % din datele solicitate prin check-list-urile initiale pentru due dilligence-ul legal, financiar si operational si prin cele 6 liste suplimentare.

Stadiul transpunerii Directivei 2009/73/CE în legislatia natională

Directiva 2009/73/CE a Parlamentului European si a Consiliului din 13 iulie 2009 privind normele comune pentru piata internă în sectorul gazelor naturale si de abrogare a Directivei 2003/55/CE a reglementat un nou regim juridic privitor la separare, instituind trei modele, si anume:

1. separarea proprietătii (OU) dreptul de proprietate asupra SNT trebuie să apartină operatorului sistemului de transport (OST);
1. operator independent de sistem (ISO) regimul proprietătii poate fi:
a. public, aflat în proprietatea statului român;
b. privat, aflat în proprietatea statului român:
1. operator independent de transport (ITO) dreptul de proprietate asupra SNT trebuie să apartină ITO.

In procesul de transpunere a Directivei în legislatia natională, transpunere care trebuia să aibă loc până la data de 3 martie 2011, statele membre au libertatea de a opta pentru un anumit model, în functie de specificitatea fiecăruia.

Atât Comisia Europeană (COM) cât si Transgaz au sustinut argumentat alegerea pentru România a modelului OU, model care presupune în principal:

$\mathscr A$ transferarea activelor care formează sistemul national de transport (SNT) în proprietatea Transgaz si

Pagina 25 din 55

s trecerea în coordonarea unui alt minister, fie a companiilor care desfăsoară activitatea de productie, fie a Transgaz.

În cazul acestui model, proprietarul retelei de transport actionează ca si operator de sistem si de transport, îndeplinind, printre altele, functiile acestuia. În ceea ce priveste investitiile, proprietarul sistemului de transport este responsabil, prin planificarea investitiilor, de asigurarea capacitătilor pe termen lung a sistemului de a satisface cererile rezonabile de gaze.

Legat de modelul ISO, reprezentantii Comisiei au evidentiat următoarele aspecte care se regăsesc în cadrul Directivei:

$\leq$ ISO este desemnat la propunerea proprietarului de sistem;
Statul Membru poate aproba si desemna un ISO numai în cazul în care operatorul candidat a fost certificat de către autoritatea natională de reglementare si după obtinerea avizului CE.

În ceea ce priveste atributiile ISO, acesta actionează ca un operator de sistem de transport (OST), fiind obligat să respecte functiile acestuia din urmă ce-i revin conform Directivei.

În ceea ce priveste investitiile, ISO are responsabilitatea garantării capacitătii pe termen lung a sistemului de a satisface cererile rezonabile de gaze prin planificarea investitiilor. De asemenea, acesta este responsabil de planificarea, construirea si darea în exploatare a noii infrastructuri.

În ceea ce priveste finantarea retelei, proprietarul retelei este, în principiu, obligat să finanteze investitiile (aprobate de autoritatea natională de reglementare) decise de OST. În cazul în care proprietarul retelei nu doreste să finanteze investitiile, acesta va trebui să-si dea acordul cu privire la finantarea investitiilor de către orice parte interesată, inclusiv OST. În această situatie proprietarul retelei nu poate deveni proprietarul noilor extinderi ale retelei pe care nu le-a finantat.

De asemenea, proprietarul retelei are obligatia de a oferi garantii financiare pentru facilitarea finantării de noi extinderi ale retelei.

În cazul în care se optează pentru acest model, atât activitatea autoritătii nationale de reglementare, cât si a proprietarului retelei va fi mult mai complexă datorită obligatiilor care le revin cu privire la finantare prevăzute de legislatia comunitară.

Si în cazul acestui model, Transgaz care va actiona ca un OST va trebui să treacă în coordonarea unui alt minister.

Comisia a mai subliniat si faptul că Statele Membre care intentionează să adopte modelul ISO sau ITO trebuie să transpună în legislatia natională si dispozitiile referitoare la separarea proprietătii, având în vedere faptul că nu pot împiedica o întreprindere integrată vertical, proprietară a sistemului de transport, să se conformeze cu prevederile aplicabile în cazul separării depline a proprietății.

Transgaz, analizând prevederile Directivei, ale Notelor interpretative ale Comisiei si Infogramelor Reprezentantei Permanente a României la UE, si tinând cont de specificul situatiei din România precum si de recomandările Comisiei, consideră că modelul de separare pentru care România ar trebui să opteze este cel de separare a proprietății (OU).

Cele mai importante argumente care pledează pentru alegerea modelului OU sunt:

1. asigurarea unei flexibilităti sporite cel putin în ceea ce priveste investitiile si scoaterea din functiune a unor obiective componente ale SNT (fără a mai fi nevoie de emiterea unor hotărâri de guvern), prin transferarea activelor ce compun SNT în proprietatea Transgaz;
1. trecerea activelor componente ale SNT în proprietatea Transgaz ar facilita accesul societătii la surse de finantare si ar duce în acelasi timp la cresterea încrederii actionarilor si investitorilor cu efect asupra cresterii pretului actiunilor si respectiv a valorii companiei;
1. evitarea unor obligatii suplimentare si a unor proceduri complicate pe care le-ar presupune alegerea modelului ISO, obligatii/proceduri care ar trebui respectate/aplicate atât de către proprietarul retelei (ANRM), cât si de autoritatea de reglementare (ANRE), printre care mentionăm:
a. obligatii/proceduri care trebuie respectate/aplicate de proprietarul activelor (ANRM):
- $\approx$ propune desemnarea ISO. Numirea acestuia se supune avizului Comisiei Europene;
- s asigură pe deplin cooperarea si sprijinul necesar ISO în vederea îndeplinirii atributiilor acestuia, furnizându-i în special toate informatiile relevante:
- s finantează investitiile decise de către ISO si aprobate de către autoritatea natională de reglementare sau îsi dă acordul ca acestea să fie finantate de către orice parte interesată, inclusiv de către ISO:
- s detine răspunderea privind activele retelei, cu exceptia răspunderii referitoare la atributiile ISO;
- $\approx$ oferă garantii pentru facilitarea finantării eventualelor extinderi ale retelei, cu exceptia investitiilor pentru care si-a dat acordul să fie finantate de către orice parte interesată, inclusiv de către ISO;
b. obligatii/proceduri care trebuie respectate/aplicate de autoritatea natională de reglementare (ANRE):
- s monitorizează, împreună cu autoritatea competentă în materie de concurenă, respectarea de către proprietarul activelor a obligatiilor mentionate mai sus.

Deoarece potrivit prevederilor art.9 alin.(1) lit.a) din Directiva 2009/73/CE, începând cu data de 3 martie 2012 "toate întreprinderile care detin în proprietate sisteme de transport actionează ca operatori de transport si de sistem", Transgaz a subliniat necesitatea detinerii în proprietate a activelor ce alcătuiesc SNT.

Până la data prezentului raport nu a fost încă luată o decizie în privinta modelului pe care România îl va implementa.

Pagina 27 din 55

Infringement-ul declansat de Comisia Europeană în anul 2009 împotriva României pentru încălcarea unor prevederi ale Regulamentului (CE) nr.1775/2005

În data de 24 noiembrie 2011 Comisia Europeană a adoptat decizia de a sesiza Curtea de Justitie a Uniunii Europene cu o actiune având ca obiect încălcarea de către România a unor prevederi ale Regulamentului (CE) nr.1775/2005 privind conditiile de acces la retelele pentru transportul gazelor naturale.

În fapt, actiunea reprezintă o continuare a procedurii de infringement declansată de Comisia Europeană împotriva României în anul 2009.

O parte din problemele mentionate în Notificarea de punere în întârziere adresată României în 2009 au fost rezolvate, fapt demonstrat de continutul Avizului motivat comunicat de Comisie în 2010.

Decizia recentă de a sesiza Curtea de Justitie a Uniunii Europene a fost fundamentată pe opinia Comisiei conform căreia România - chiar dacă a înregistrat progrese în eliminarea deficientelor - nu se conformează cerintelor europene în ceea ce priveste:

punerea la dispozitie în punctele de interconectare a capacității de flux inversat ("backhaul") si, legat de aceasta, a capacitătii întreruptibile si a serviciilor pe termen scurt;
Þ publicarea informatiilor referitoare la capacitatea disponibilă.

De fapt, cele două probleme se referă la punctul Negru-Vodă, punct situat pe sistemul conductelor de tranzit al gazelor naturale.

În perioada 2010-2011 atât Transgaz, cât si ANRE, MECMA, MAEur si MAE, au întreprins mai multe demersuri în scopul rezolvării acestor probleme, printre care:

$\approx$ 0 serie de discutii cu alte companii de transport (din Polonia si Ungaria) legate de modul cum acestea au abordat problema conductelor de tranzit a gazelor din Federatia Rusă:
s participarea la o reuniune bilaterală cu reprezentantii Comisiei pe tema identificării posibilitătilor de renegociere cu Bulgaria și cu Federatia Rusă a conventiilor care reglementează regimul activității de tranzit pe teritoriul României a gazelor naturale din Federatia Rusă pentru Bulgaria si respectiv pentru Turcia, Grecia si Macedonia;
$\approx$ initierea unui dialog pe tema procedurii de infringement între MECMA România si Ministerul Economiei, Energiei si Turismului din Bulgaria;
s elaborarea de către Transgaz si transmiterea la ANRE a unei propuneri cu privire la stabilirea unui tarif de transport pentru firul I (tranzit România-Bulgaria);
s participarea la o sesiune de consultări bilaterale între reprezentantii MECMA România și MEET Bulgaria:

s organizarea unei reuniuni bilaterale între ministrul economiei, comertului si mediului de afaceri din România și directorul general al Directoratului general pentru energie din cadrul Comisiei Europene:

s elaborarea de către Transgaz si transmiterea la ANRE a unei propuneri cu privire la metodologia de alocare de capacitate pentru punctele Isaccea si Negru Vodă aferente firului I (tranzit România-Bulgaria):
$\approx$ initierea într-o primă fază pe canale diplomatice a unor demersuri pe lângă Federatia Rusă în vederea demarării procedurilor de negociere a unor noi Conventii care să reglementeze transportul gazelor naturale rusesti pe teritoriul României, Conventii care să fie conforme cu cerintele legislatiei europene;
$\approx$ demararea unor discutii între SNTGN Transgaz SA si ANRE pe tema mecanismului de backhaul (inclusiv a capacității întreruptibile si a serviciilor pe termen scurt):
s denuntarea în cursul lunii decembrie 2011 de către România a celor două Conventii semnate în 1986 si în 1996 cu Federatia Rusă privind tranzitul de gaze rusesti pe teritoriul României (firele 2 si 3 de tranzit), conventii care expiră la 31 decembrie 2016 si respectiv 31 decembrie 2015.

Actiunile mentionate mai sus au avut în vedere o abordare pe mai multe paliere a problemei procedurii de infringement, concentrându-se într-o primă fază pe conformarea cu legislatia europeană a procedurilor aplicate pe firul I (tranzit România-Bulgaria), respectiv asigurarea accesului tertilor la această conductă (aplicarea unui tarif reglementat; aplicarea unei metode de alocare de capacitate aprobată de ANRE; publicarea de informatii privind capacitatea disponibilă).

Ca urmare si a acestor actiuni, Directoratul General Energie din cadrul Comisiei Europene a propus amânarea sesizării Curtii de Justitie a Uniunii Europene.

În prezent, Transgaz se află angrenată într-o serie de discutii cu companiile Bulgargaz si Bulgartransgaz având ca scop:

renegocierea contractului comercial încheiat în anul 2005 între Transgaz și Bulgargaz (aferent firului 1 de tranzit) în sensul asigurării conformitătii acestuia cu prevederile legislatiei europene;
negocierea si încheierea cu Bulgartransgaz a unui Acord de Operare si a unui Acord de Alocare de Capacitate pentru punctul de interconectare Negru-Vodă 1 (aferent firului 1 de tranzit).

Pentru negocierile cu Federatia Rusă pe tema convenirii unor noi Conventii aferente firelor II si III de tranzit în scopul conformării acestora cu legislatia europeană, apreciem că este nevoie de efortul conjugat al tuturor autoritătilor implicate si chiar al Comisiei Europene.

Imposibilitatea Transgaz de a respecta cerintele UE în materie de transparentă s-a datorat clauzelor existente în contractele comerciale în vigoare încheiate cu Bulgargaz si respectiv cu Gazprom Export si prevederilor Legii gazelor nr.351/2004, cu modificările si completările ulterioare, referitoare la tranzitul de gaze naturale.

Elemente de perspectivă privind activitatea Transgaz pe plan international

În vederea implementării obiectivelor strategice de transformare într-o companie de talie europeană Transgaz trebuie să-si întărească pozitia conferită de monopolul natural de operare a sistemului national de transport gaze naturale si să-si afirme SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

importanta pe plan regional prin participarea activă în forurile, organizatiile și organismele de profil europene, prin participarea în proiecte de interes regional si european si prin parteneriate active cu companii de profil.

In acest sens, în cursul anului 2011 au fost desfăsurate următoarele activități importante:

Colaborarea cu reprezentantii Comisiei Europene în cadrul initiativei interconectărilor pe directia nord - sud, initiativă lansată de Comisie în scopul integrării retelelor de transport gaze naturale din zona central si est europeană. Tările vizate de către această initiativă au fost Polonia, Cehia, Slovacia, Ungaria, România si Bulgaria. Urmare activitătii grupului de lucru al acestei initiative, activitate desfăsurată de-a lungul anului 2011 si la care a participat si societatea noastră, a fost elaborat si aprobat de către Comisia Europeană si ministrii de resort din tările vizate, un plan de actiune care cuprinde atât proiectele prioritare pe care OST-urile le propun în vederea integrării retelelor de transport gaze din regiune cât si măsurile necesare a fi implementate pentru facilitarea realizării acestor proiecte de infrastructură (măsuri de ordin legislativ si reglementativ). Acest plan de actiune constituie o bază de informatii pentru pachetul legislativ privind infrastructura energetică, aflat pe masa de lucru a Comisiei Europene. Implementarea celor prevăzute în planul de actiune va fi monitorizată pe parcursul anilor următori.:
Continuarea colaborării atât cu reprezentantii Comisiei Europene cât si cu cei ai EAD Bulgartransgaz în scopul implementării proiectului de interconectare a sistemelor de transport gaze naturale ale României si Bulgariei pe directia Ruse - Giurgiu, proiect cofinantat prin programul EEPR al Comisiei Europene;
Continuarea colaborării cu Moldovagaz si cu ministerul de resort din Republica Moldova în scopul implementării proiectului de interconectare a sistemelor de transport gaze naturale ale celor două tări prin construirea unei conducte pe directia Bălti - Ungheni - Iasi:
În cadrul ENTSOG cele mai importante activităti la care a fost implicată si societatea noastră au vizat finalizarea codului de retea privind metode de alocare a capacitătilor de transport gaze naturale si elaborarea planurilor de dezvoltare regională. Codul de retea privind metode de alocare a capacitătii a fost finalizat, urmând ca, după aprobarea sa în sedinta Adunării Generale ENTSOG din luna martie, să fie transmis oficial Comisiei Europene pentru demararea procesului de comitologie în vederea aprobării de către Consiliul Europei si Parlamentul European;

În ceea ce priveste planurile de dezvoltare regională, conform legislatiei europene în vigoare, OST-urile au obligatia de a elabora aceste planuri odată la doi ani. Transgaz a participat la elaborarea a două planuri de dezvoltare regională, cel pentru regiunea central si est europeană precum si cel pentru coridorul sudic. Primul plan a fost finalizat, aprobat si publicat, iar al doilea urmează de asemenea să fie aprobat si dat publicitătii în cursul lunii martie 2012. Planurile de dezvoltare regională vor sta la baza revizuirii planului de dezvoltare pe 10 ani a retelei europene de transport gaze naturale;

Pagina 30 din 55

Continuarea bunelor relatii de colaborare cu companiile implicate în realizarea activității de tranzit a gazelor naturale rusesti pe culoarul balcanic. În acest context au fost initiate demersurile necesare în vederea rezolvării aspectelor din contractele existente care contravin legislatiei comunitare si pentru care Comisia Europeană a lansat procedura de infringement la adresa mai multor tări ale UE, inclusiv a României:
Participarea activă pe parcursul anului, alături de reprezentantii MECMA, la grupele de lucru mixte, interguvernamentale pe care Guvernul României le promovează în domeniul energetic cu o serie de tări cum ar fi: Turcia, Bulgaria, Federatia Rusă, etc.

O mare parte din actiunile descrise mai sus vor avea continuitate si în anul 2012, an în care Transgaz îsi propune implicarea în continuare în activitatea organismelor si organizatiilor de profil si intensificarea relatiilor de cooperare cu toti actorii implicati pe piata energetică europeană.

Cap. 2. ACTIVELE CORPORALE ALE TRANSGAZ

2.1. Amplasarea si caracteristicile principalelor capacităti de productie ale Transgaz

Principalele componente ale SNT sunt următoarele:

Nr. crt.	Denumire obiectiv/componenta SNT	U.M.	Valoare
0		$\overline{2}$	3
	Conducte magistrale de transport si racorduri de alimentare cu gaze naturale	km	12.970
2	Statii de reglare măsurare (SRM) în exploatare		1.102
		buc	(1.222 directii măsurare)
3	Statii de comandă vane (SCV, NT)	buc.	22
4	Statii de măsurare a gazelor din import (SMG)	buc-	3
5	Statii de măsurare amplasate pe conductele de tranzit gaze (SMG)	buc	6
6	Statii de comprimare gaze (SCG)	buc.	5
7	Statii de protectie catodică (SPC)	buc	998
8	Statii de odorizare gaze (SOG)	buc.	766

Diminuarea lungimii SNT în anul 2011 comparativ cu anul 2010 a fost determinată de trecerea din domeniul public al statului si din administrarea ANRM în domeniul privat al statului a unor bunuri de natura mijloacelor fixe concesionate către Transgaz, prin H.G. nr.1146/16 noiembrie 2011.

Lungimea conductelor cuprinse în Anexele 3 si 4 ale hotărârii mentionate este de 562,4 km.

SNT are acoperire la nivelul întregului teritoriu national si are o structură radial-inelară reprezentată schematic în continuare:

Pagina 31 din 55

Sistemul National de Transport Gaze Naturale

Capacitatea de transport si tranzit a gazelor naturale este asigurată prin reteaua de conducte si racorduri de alimentare cu diametre cuprinse între 50 mm si 1200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar si 40 bar, cu exceptia tranzitului international (54 bar).

Exploatarea SNT se face prin intermediul a nouă exploatări teritoriale de transport si o exploatare teritorială de tranzit, compuse la rândul lor din 53 de Sectoare. Din punct de vedere tehnologic SNT este alcătuit din 9 subsisteme regionale de transport gaze naturale.

2.2. Descrierea si analizarea gradului de uzură al proprietătilor

Transgaz exploatează si bunuri care apartin domeniului public al statului. Acestea nu se amortizează, conform prevederilor Legii nr.213 din 17 noiembrie 1998 privind proprietatea publică si regimul juridic al acesteia, cu exceptia investitiilor efectuate din surse proprii la mijloacele fixe care fac obiectul Acordului de concesiune a SNT.

Imobilizările corporale care nu sunt cuprinse în domeniul public al statului sunt supuse amortizării conform Legii nr.15/1994 si au următoarele durate normale de utilizare:

Nr.	Categorii imobilizări	Durata de viată
crt.		(ani)
n
	Clădiri si instalatii speciale	$40 - 50$
2	Utilaje si echipamente	15-40
3	Aparate de măsură si control	$7-12$
	Vehicule	$5 - 8$
5	Alte imobilizări corporale	$3 - 5$

Nr. crt.	Durata de functionare	Conducte de transport (km)	Racorduri de alimentare (km)	Număr Statii de Reglare Măsurare
0		2	3	4
	$>40$ ani	4.885	219	119
2	Între 30 si 40 ani	2.631	170	62
3	Intre 20 si 30 ani	1.339	197	70
$\overline{4}$	Între 10 si 20 ani	929	459	421
5	$\leq 10$ ani	1.359	782	550
$\mathcal{L}$	TOTAL	11.143	1.827
			12.970	1222

O analiză asupra principalelor obiective apartinând SNT din perspectiva duratei de functionare este prezentată în continuare:

Se observă că în ceea ce priveste conductele de transport gaze naturale, din cei 12.970 km aflati în exploatare, cca 71% au o durată de functionare efectivă foarte mare, apropiată de durata lor normală de functionare. Diagnosticările efectuate cu PIG-ul inteligent pun în evidentă niveluri destul de ridicate ale defectelor materialului tubular, cauzate în principal de starea tehnică a izolatiei active, realizată pentru aproximativ 80% din conducte dintr-un sistem pe bază de bitum, actualmente îmbătrânită si deteriorată, ceea ce duce si la cresterea consumului de energie electrică înregistrat în cele 998 statii de protective catodică a conductelor.

Predarea gazelor către distribuitori si consumatori finali se face prin cele 1.222 de SRM-uri (directii de măsurare), din care circa 65% sunt alcătuite din echipamente depăsite fizic si moral care nu pot asigura conditiile de sigurantă impuse de noile norme si nu pot fi integrate într-un sistem de comandă si supraveghere automată SCADA fără lucrări de reabilitare/modernizare. Din cele 1.222 de SRM-uri (directii de consum) aflate în exploatare un număr de 948 sunt avute în vedere pentru implementarea sistemului SCADA.

Parametrii de transport redusi (debit, presiune) si sistemele de masură existente în multe din aceste SRM-uri conduc uneori la incertitudini de măsură mari.

Capacitatea de comprimare este asigurată de 5 statii de comprimare gaze, amplasate pe principalele directii de transport. Acestea sunt dotate cu echipamente si instalatii realizate în anii '70, depăsite fizic si moral, în foarte multe cazuri nereusind să atingă performantele impuse de parametrii de transport. În cursul anului 2011 s-au efectuat etape ale unor lucrări de reabilitare/modernizare la statia de comprimare Sinca $(\text{etapa 2}).$

Dispecerizarea gazelor în SNT se realizează prin manevre efectuate si în nodurile de interconectare al principalelor conducte. Aceste noduri sunt dotate în mare parte cu robinete de manevră cu actionare manual si echipamente de urmărire a parametrilor, cele mai multe fiind depăsite din punct de vedere al performantelor si al sigurantei în exploatare.

Odorizarea gazelor este asigurată printr-un număr de 766 instalatii de odorizare din care 497 sisteme de tip "prin evaporare, sisteme care nu pot asigura o odorizare continuă si controlată putând duce la situatii de sub sau supraodorizare si implicit la

Pagina 33 din 55

consumuri crescute de odorant. Celelalte 269 sisteme sunt de tip nou, prin esantionare si prin injective, asigurând o odorizare optimă a gazelor transportate. Din cele 269 sisteme moderne un număr de 15 sunt de tip centralizat, deservind mai multe puncte de livrare.

Desi baza de active imobilizate este destul de învechită, starea tehnică a SNT se mentine la un nivel corespunzător ca urmare a faptului că exploatarea se desfăsoară pe baza unui sistem de mentenantă preponderent preventiv, planificat si corectiv si pe baza unor programe de modernizare fundamentate conform Normelor Tehnice privind mentenanta SNT.

Realizarea programului de reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT

Nr. crt.	Denumire capitol	Program 2011	Realizări 2011	$\frac{0}{0}$
0		$\overline{2}$	3	$4=3/2*100$
	Cap. A. LUCRĂRI DE REPARATII SI REABILITARE A SNT (lei)
1	Reparatii programate conducte magistrale	177.300.000	92.010.230	51,90
$\overline{2}$	Reabilitare Statii Reglare Măsurare (S.R.M.)	0	40.000	X
3	Reabilitare Noduri Tehnologice	$\theta$	$\mathbf{0}$	0,00
$\overline{4}$	Reabilitare Statii Comprimare	2.000.000	2.006.086	100,30
5	Reparatii constructii special aferente SRM-urilor si SCV-urilor	3.500.000	1.785.992	51,03
6	Reabilitare Sisteme de protectie catodică (SPC)	900.000	778.684	86,52
7	Reparatii si echipamente TC	0	0	0,00
8	Reparatii clădiri	2.600.000	3.865.623	148,68
	TOTAL LUCRĂRI	186.300.000	100.486.615	50,72
	Cap. B. SERVICII DE ASIGURARE A MENTENANTEI SNT (lei)
$\mathbf{1}$	Servicii de reparare si întretinere agregate de comprimare gaze	12.400.000	6.048.402	48,78
2	Servicii de reparare si întretinere instalatii mecanice si speciale aferente SRM-urilor. SCV-urilor	2.850.000	561.774	19,71
3	Servicii de reparatii subansamble masini, utilaje, instalatii de lucru, aparate de măsură si control	2.100.000	955.028	45,48
4	Servicii de reparatii sisteme de măsurare gaze	3.200.000	2.069.019	64,66
5	Servicii de diagnosticare conducte	5.000.000	2.032.886	40,66
6	Servicii de mentenantă TI	6.400.000	4.080.000	63,75
$\tau$	Alte servicii	7.750.000	3.747.304	48,35
	TOTAL SERVICII	39.700.000	19.494.413	49,10
	TOTAL LUCRĂRI + SERVICII	226.000.000	119.981.028	50,43

Realizarea programului de mentenantă pe anul 2011 este redată mai jos:

Pagina 34 din 55

Valoarea lucrărilor de reparatii si reabilitare executate cu forte proprii este de 6,7 milioane lei iar valoarea programată a acestora a fost de 4 milioane lei.

Valoarea Programului de reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT pe anul 2011 a fost de 230.000.000 lei, la sfârsitul anului înregistrându-se realizări în valoare de 126.663.372 lei, reprezentând o îndeplinire a programului în proportie de 55.07%. În cadrul acestor realizări sunt incluse în principal lucrările de reparatii a 20,4 km de conducte, reabilitarea a 38 km de conducte si diverse servicii de reparatii agregate de comprimare, reparatii constructii speciale, diagnosticare conducte, etc.

In principal nerealizările programului de reparatii se datorează următoarelor :

se întâmpină greutăti în derularea lucrărilor de reparatii si reabilitare a conductelor de transport gaze, datorită modificării legislatiei referitoare la exercitarea, cu titlu gratuit, de către concesonarii din sectorul gazelor naturale a dreptului de uz si servitute asupra terenurilor pe care se execută lucrările de reparatii, motivat de faptul ca proprietarii de terenuri se opun executiei acestor lucrări, solicitând pe lângă despăgubirile care privesc pagubele produse (culturi agricole afectate) si contravaloarea terenurilor tinând cont de deprecierea acestora ca urmare a instituirii zonelor de protectie si sigurantă a conductelor, impuse de normativele tehnice în domeniu. În acest context, pe lângă faptul că valoarea cheltuielilor creste, se impune si sistarea lucrărilor de executie si deschiderea unor actiuni în instantă cu proprietarii de terenuri, fapt pentru care termenele de finalizare a acestor obiective sunt mult prelungite:
decalarea termenelor de elaborare a proiectelor tehnice datorită dificultătilor în obtinerea acordurilor de la proprietarii de terenuri si în consecintă neeliberarea în timp util a Autorizatiilor de Construire ;
schimbarea de către ANRMAP a procedurilor de validare a licitatiilor, care a dus la întârzieri în demararea unor lucrări si servicii programate si respectiv la decalarea termenului de finalizare al acestora:

Programul de investitii

Activitatea investitională este directionată în principal spre modernizarea si dezvoltarea SNT în vederea îmbunătătirii eficientei, cresterii capacitătii acestuia si a dezvoltării de noi zone de consum.

Valoarea programată a cheltuielilor de investitii pentru anul 2011 a fost de 183.000 mii lei, valoarea realizărilor fiind de 128.136 mii lei, care include si suma de 30.385 mii lei ce reprezintă instalatii de racordare la SNT realizate în baza regulamentului de acces la SNT aprobat prin HG nr.1043/2004.

Situatia cheltuielilor totale pentru investitii se prezintă astfel (mii lei):

		Program	Realizat
	Investitii, din care:	183.000	128.136
	-Instalatii de racordare la SNT		30.385
團	Rambursări de credite pentru investitii	47.683	48.164
	TOTAL CHELTUIELI	230.683	176.300

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias 一个小时,我们的时候,我们就是我们的,我们就是我们的,我们就是我们的。""我们,我们就是我们的,我们就是我们的。""我们,我们的,我们就是我们的。""我们,我们也	Raportul anual al administratorilor 2011

Investitiile realizate au fost finantate din următoarele surse (mii lei):

		Program	Realizat
a	Profit net repartizat pentru finantări proprii	6.197	29.182
E.	Amortizare	138.969	72.233
$\mathbf{G}$	Credite bancare:		44.500
$\sigma^*$	Tarif racordare la SNT		30.385
Π,	Alte surse (fonduri europene)	34.855
	TOTAL SURSE DE FINANTARE	180.021	176.300

Mentionăm că în proiectul bugetului de venituri si cheltuieli pe anul 2011 avizat de Consiliul de Administratie prin Hotărârea nr.18 din 26 noiembrie 2010 si transmis spre aprobare la MECMA, sumele din profitul net destinate finantării investitiilor au fost determinate în conditiile repartizării profitului sub formă de dividende în cotă de 50%. În bugetul aprobat prin HG nr.526 din 18 mai 2011 s-a luat în considerare repartizarea a 90% din profitul net sub formă de dividende diminuându-se astfel substantial sursele de finantare a investitiilor. Această diminuare nu a fost aplicată în mod corespunzător si asupra cheltuielilor de investitii astfel că în bugetul de venituri si cheltuieli aprobat există o necorelare între cheltuielile de investitii si sursele de finantare a acestora, respectiv un deficit de 50.661 mii lei.

Modul de realizare a programului de modernizare dezvoltare investitii pe anul 2011 este redat în tabelul de mai jos:

			Program 2011	Realizări 2011
Capitol	Categoria de lucrări	Fizic (km)	Valoric (lei)	Fizic (km)	Valoric (lei)	( %)
$\overline{0}$		$\mathbf{2}$	3	$\overline{4}$	$\overline{5}$	$6=5/3*100$
Cap.A	Lucrari de modernizare si dezvoltare a SNT	27,50	164.500.000	43,56	56.492.872	30,34
1	Modernizarea si retehnologizarea SNT		144.500.000		10.779.203	7,46
1.1.	Modernizare instalatii tehnologice aferente SNT (SRM, SCV, PM, NT)		17.500.000		7.581.789	43,32
1, 2.	Sistem Comandă Achizitii Date		127.000.000		3.197.414	2.52
$\overline{2}$	Dezvoltarea SNT si a instalatilor aferente	27,50	20.000.000	43,56	45.713.669	228,57
2.1.	Conducte de transport gaze naturale	22,50	14.100.000	38,56	33.051.732	234,41
2,2.	Conducte de interconectare	5,00	2.500.000	5,00	6.979.067	279,16
2.3.	Instalatii tehnologice aferente SNT		3.400.000		5.682.870	167,14
Cap.B	Lucrări de modernizare și dezvoltare a bunurilor proprii		18.500.000	0,00	11.611.374	62,76
1	Modernizare clădiri		1.000.000		160.383	16,04
$\overline{2}$	Alte lucrări		1.800.000		844.053	46,89
$\overline{3}$	Utilaje independente		13.700.000		8.850.613	64,60
$\overline{4}$	Cheltuieli pentru studii si proiecte		2.000.000		1.756.325	87,82
Cap.C	Project NABUCCO				27.050.960	$\boldsymbol{X}$
Cap.D	Lucrări executate conf. HG 1043 Regulamentul de acces la SNT			8,00	30.385.142	X
	TOTAL A + B + C	27,50	183.000.000	95,74	95.155.206	52,00
	$TOTAL A + B + C + D$	27,50	183.000.000	131,74	125.540.347	68,60
	Alte cresteri de imobilizări				2.595.965
	TOTAL INVESTITII		183.000.000		128.136.313	70,02

Pagina 36 din 55

Fată de valoarea programată de 183.000.000 lei, valoarea totală a realizărilor este de 128.136.313 lei, ceea ce reprezintă o îndeplinire a programului în proportie de 70,02%.

În principal nerealizările programului de investitii se datorează următoarelor:

la STC Sinca lucrările la instalatia tehnologică pentru linia a doua de comprimare nu au putut fi demarate, deoarece nu a fost posibilă întreruperea functionării statiei de comprimare:
la modernizările SRM-urilor cu debite Q>10.000 Nmc/h (lucrări noi) la SRM Buhoci terenul necesar amplasării SRM-ului a fost achizitionat cu întârziere, după mai multe runde de negocieri cu proprietarul de teren, fapt care a condus la decalarea termenului de finalizare a lucrărilor programate. SRM-ul Craiova Est (Bordei) este în curs de proiectare, neobtinându-se acordul proprietarului pentru achizitia terenului necesar amplasării acestuia, iar PM Butimanu este în faza de licitatie:
la modernizare STC Silistea, SMG Isaccea 1 si SMG Negru-Vodă 1(reverse flow) în urma Hotărârii CA nr.14/2011, se renuntă la achizitia de materiale si echipamente si la lucrările aferente pentru STC Silistea si SMG Isaccea 1. Lucrările programate la SMG Negru-Vodă 1, sunt în faza de licitatie;
la sistemul SCADA, datorită modificării sensurilor de vehiculare a fluxurilor de gaze prin SNT, este necesară redimensionarea liniilor de măsură din nodurile tehnologice si actualizarea etapelor de realizare a proiectului, în conformitate cu cerintele "Codului Retelei":
la conducta Plătăresti Bălăceanca există probleme în obtinerea Autorizatiei de Construire, datorită divergentelor cu proprietarii de terenuri, fapt pentru care lucrările de executie sunt sistate:
la conducta Biharia Alesd în prezent din totalul de 44 km sunt executati 38 km, iar lucrările de executie sunt în continuare sistate până la solutionarea actiunilor în instantă cu proprietarii de terenuri care nu permit executia lucrărilor pe terenurile lor. Procesele se află pe rol de circa 2 ani.

În anul 2011 au fost puse în functiune objective de investitii în valoare de 162.196.890 lei, din care mentionăm următoarele:

Modernizare SRM Blaj;
Modernizare SRM Iasi:
Modernizare SRM Turnu Măgurele;
Modernizare SRM Galati (linii de măsură);
Modernizare SRM Drăgăsani:
Panou de măsură STC Danes:
Modernizare SRM Blaj;
Conducta de transport gaze naturale $\phi$ 10" Negru Vodă Techirghiol;
Conducta de transport gaze naturale $\phi$ 28" Filipesti Butimanu receptie partială 17 km;
Conducta de transport gaze naturale $\phi$ 16" Hârlău Bucecea receptie partială 14,7 km;
Sistematizare Nod Tehnologic Onesti.

Accesarea fondurilor comunitare

Încasările obtinute din finantări nerambursabile din fonduri europene în anul 2011 au fost în valoare de 7.809.219,80 Euro, din care:

pentru lucrarea "Conductă de interconectare Dn 700x6.3 Mpa a sistemului de transport gaze naturale din România si Sistemul Vest European pe directia Szeged-Arad", s-au încasat 7.500.022,72 Euro pentru lucrări si 2.697,08 Euro pentru auditul extern:
pentru proiectul "Asigurarea curgerii reversibile a fluxului de gaze pe conducta de tranzit dedicată Bulgariei", s-a întocmit cererea de prefinantare si s-a obtinut un avans de 306.500 Euro, reprezentând 20% din valoarea costurilor estimate, eligibile.

2.3. Precizarea potentialelor probleme legate de dreptul de proprietate asupra activelor corporale ale Transgaz

Pe terenul aferent sediului Exploatării Teritoriale Brasov si a SRM Brasov s-au întabulat în mod nelegal (Stoia Gabriela, Turcu Ioan si sotia, Acojocăritei Marcela domiciliati în Brasov, SC "Nesland" SA Brasov si SC "District" SRL Brasov). Transgaz detine terenul anterior mentionat în baza titlurilor legale de administrare respectiv Decizia nr.1752/1963 emisă de Sfatul Popular Brasov si Ordinul nr.134/1990 emis de Ministerul Agriculturii si Alimentatiei. Transgaz a solicitat pe cale contencioasă rectificarea Cărtii Funciare nr.12933 Brasov, constatarea nulitătii absolute si radierea din C.F. a actelor subsecvente privind terenul aferent sediului Exploatării Teritoriale Brasov si SRM Brasov. Litigiul constituie obiectul dosarului nr.10232/197/2011 aflat pe rolul Judecătoriei Brasov. Stadiul procesual: fond.

Cap.3. PIATA VALORILOR MOBILIARE EMISE DE TRANSGAZ

Transgaz fiind o companie dinamică și capabilă a-si alinia activitatea la cerintele contextului intern si international actual în care functionează, a reusit să performeze si pe piata de capital, fiind astăzi, la 4 ani de la listare, a cincea companie în top 100 companii listate la Bursa de Valori Bucuresti, functie de capitalizare.

Actiunea TGN, este o actiune de portofoliu, atractivă, datorită obiectului de activitate al companiei, pozitiei detinute de companie pe piata energetică natională si internatională, profilului financiar robust si capacitătii Transgaz de a genera performante, veniturilor stabile si predictibile precum si a calităti actului de management al companiei.

3.1. Caracteristicile si evolutia valorilor mobiliare emise de Transgaz pe piata reglementată administrată de Bursa de Valori Bucuresti

Tranzactionarea actiunilor Transgaz la BVB are loc sub următoarele coordonate: simbol TGN; Cod ISIN ROTGNTACNOR8; sectiunea BVB-categoria I, piata principală REGS.

Activitea desfăsurată de Transgaz în anul 2011, în calitate de emitent de valori mobiliare pe piata de capital din România, se prezintă astfel:

în cele 246 de zile de tranzactionare, au avut loc un număr total de 16.655 tranzactii, ceea ce a reprezentat un număr mediu zilnic de 68 de tranzactii;
Volumul total al actiunilor tranzactionate a avut o crestere în prima jumătate a $\overline{\mathbf{a}}$ anului 2011 pentru ca apoi să se ajungă la un minim istoric în luna decembrie de 14.639 actiuni tranzactionate:
Valoarea tranzactiilor TGN în anul 2011 a fost de 128.885.366,90 lei. În prima $\blacksquare$ parte a anului aceasta a avut o usoară crestere urmată mai apoi de o scădere dramatică ajungand astfel în decembrie 2011 la o valoare de 3.129.207,15 lei;
pretul mediu/actiune TGN a avut o valoare maximă de 280,42 lei/actiune în $\blacksquare$ ianuarie după care a urmat o scădere treptată ajungând la valoarea cea mai mică în luna august de 185,54 lei/actiune;
grafic, evolutia pretului mediu pe actiunea TGN pentru anul 2011 se prezintă astfel:

Nr. ert.	Luna	Volum	Valoare tranzactii (lei)	Pret mediu (lei/actiune)
0		2		$4 = 3/2$
	IANUARIE	38.708	10.854.569,45	280.42
$\mathcal{L}$	FEBRUARIE	34,898	9.552.140,95	273,72
3	MARTIE	92.627	24.743.466.10	267,13
4	APRILIE	47.797	12.833.835.75	268.51
$\mathcal{L}$	MAI	82.197	20.688.443,90	251,69
6	IUNIE	60.162	15.460.957,70	256,99
7	IULIE	17.254	4.045.886.70	234,49
8	AUGUST	60.659	11.254.840,20	185,54
9	SEPTEMBRIE	20.477	3.952.520,65	193,02
10	OCTOMBRIE	35.068	7.302.210,50	208,23
11	NOIEMBRIE	23.886	5.067.287,85	212,14
12	DECEMBRIE	14.639	3.129.207,15	213,76
	TOTAL	528.372	128.885.366,90	242,93

Pagina 39 din 55

în cursul anului 2011, capitalizarea bursieră a urmat un trend decendent ajungând de la o valoare de 3,29 miliarde lei la începutul anului la o valoare de 2,62 miliarde lei în ultima zi de tranzactionare din 2011 reprezentând astfel o scădere cu 79.63%. Exprimate în valuta europeană, cifrele de mai sus înseamnă capitalizare bursieră $\overline{O}$ la începutul anului 2011 de aproximativ 769,4 milioane EURO (curs BNR 4,2848 lei/EURO) iar în luna decembrie la o valoare de 608,7 milioane EURO (curs BNR 4,3197 lei/EURO);

Evolutia actiunilor TGN comparativ cu indicii bursieri ai BVB

Începând cu a doua parte a anului 2011 evolutia actiunii TGN s-a situat peste evolutia celui mai performant indice BETFI.

In ultima parte a anului trendul actiunii TGN a fost unul sustinut peste indicii BET si BETC, ceea ce confirmă soliditatea si performanta Transgaz.

Pagina 40 din 55

3.2. Descrierea politicii Transgaz cu privire la dividende

Valoarea dividendelor cuvenite actionarilor se determină în conformitate cu Ordonanta Guvernului nr.64 din 30 august 2001 privind repartizarea profitului la societătile nationale, companiile nationale si societătile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum si la regiile autonome, aprobată prin Legea nr. 769/2001, cu modificările si completările ulterioare, care prevede la art.1 alin.(1) lit.f) repartizarea din profitul contabil rămas după deducerea impozitului pe profit a "minimum 50% ...dividende în cazul societătilor nationale...cu capital integral sau majoritar de stat". Pentru anul 2009 s-au repartizat dividende în cotă de 50,024%.

Prin derogare de la prevederile art.1 alin.(1) lit. f) din Ordonanta Guvernului nr.64/2001 conform Ordonantei de Urgentă nr.55 din 23 iunie 2010 privind unele măsuri de reducere a cheltuielilor publice pentru exercitiul financiar al anului 2010, la societătile nationale, companiile nationale si societătile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, profitul contabil rămas după deducerea impozitului pe profit se repartizează în cuantum de minimum 90% sub formă de dividende.

Repartizarea dividendelor pentru anul 2010 a avut în vedere prevederile Ordonantei nr.55/2010 si s-a făcut în cotă de 90%.

Pentru anul 2011, conducerea executivă a Transgaz a fundamentat si transmis spre analiză si avizare Consiliului de Administratie bugetul de venituri si cheltuieli cu respectarea prevederilor OUG nr.64/2001, respectiv repartizarea profitului net sub formă de dividende în cotă de 50%. Consiliul de Administratie a analizat si avizat, prin Hotărârea nr.18 din 26 noiembrie 2010, bugetul prezentat de conducerea executivă a societătii. În conformitate cu OUG nr.37 din 26 martie 2008, art.15, (1) care prevede că "Bugetele de venituri si cheltuieli ale operatorilor economici cu capital sau patrimoniu integral ori majoritar de stat aflati în subordinea, coordonarea, sub autoritatea sau în portofoliul ministerelor, ... se aprobă prin hotărâre a Guvernului initiată de ordonatorul principal de credite, cu avizul Ministerului Economiei si Finantelor si al Ministerului Muncii, Familiei si Egalitãtii de Sanse" prin adresa nr.F1049 din 29 noiembrie 2010 Transgaz a transmis MECMA bugetul avizat de Consiliul de Administratie în vederea promovării hotărârii de guvern pentru aprobarea acestuia.

Cu toate acestea în bugetul de venituri cheltuieli aprobat prin HG nr.526 din 18 mai 2011 a fost prevăzută repartizarea profitului net sub formă de dividende în sumă de 111.540 mii lei, ceea ce reprezintă cca. 90% din profitul de repartizat bugetat, diminuându-se astfel substantial sursele de finantare a investitiilor.

Având în vedere unele modificări survenite în primul semestru al anului 2011 privind premizele (ipotezele) avute în vedere la elaborarea BVC 2011, conducerea executivă a Transgaz a fundamentat si transmis spre analiză si avizare Consiliului de Administratie propunerea de rectificare a bugetului de venituri si cheltuieli pe anul 2011, aprobat prin HG 526/2011. La fundamentarea bugetului rectificat s-a avut în vedere respectarea prevederilor OUG nr.64/2001, respectiv repartizarea profitului net sub formă de dividende în cotă de 50%. Consiliul de Administratie a analizat si avizat prin Hotărârea nr.15 din 15 iulie 2011 bugetul rectificat prezentat de conducerea executivă a societătii care a fost transmis prin adresa nr. F627 din 18 iulie 2011 la MECMA în

vederea promovării hotărârii de guvern pentru aprobarea acestuia. Propunerea de rectificare a bugetului de venituri si cheltuieli nu a fost însă aprobată.

Avându-se în vedere cele mentionate, repartizarea profitului net sub formă de dividende s-a făcut în conformitate cu prevederile OUG nr.64/2001, cu modificările si completările ulterioare, în sumă de 350.390 mii lei, mai mare cu 267.191 mii lei fată de prevederile bugetului aprobat (111.540 mii lei).

Societatea înregistrează si achită dividende repartizate din profitul net, numai după aprobarea situatiilor financiare anuale de către Adunarea Generală a Actionarilor.

Situatia dividendelor aferente perioadei 2009-2011 este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr. crt.	Specificatii	UM	2009	2010	2011 (propunere)
$\Omega$			٦
	Profit net ramas reîntregit cu suma reprezentând participarea salariatilor la profit conform prevederilor OMFP nr.144/2005	lei	306.439.866,00	376.352.986,00	389.258.615.00
2	Profit net		298.631.541,00	376.352.986,00	379.571.465,00
3	Dividende		153.295.448,88	338.733.491.88	350.389.597,44
4	Pondere dividende în profitul net reîntregit în profitul net	% %	50,02 51,33	90,00 90,00	90,01 92,31

3.3. Intentia Transgaz de achizitionare de actiuni proprii

Nu este cazul.

3.4. Numărul si valoarea nominală a actiunilor emise de societatea mamă detinute de filiale

Nu este cazul.

3.5. Obligatiuni si/sau alte titluri de creantă

Nu este cazul.

Cap.4. CONDUCEREA SOCIETĂTII

4.1. Prezentarea administratorilor

Lista administratorilor societății în anul 2011:

1. SCHMIDT VICTOR ALEXANDRU presedinte CA numit prin ordinul Ministrului Economiei nr.576/24.03.2009, ales în baza hotărârii AGOA din 28.04.2009 - si în prezent:
1. COSMA EMIL FLORIN membru CA numit prin ordinul Ministrului Economiei, Comertului si Mediului de Afaceri nr.1689/15.09.2010 - si în prezent
1. BUSUIOC MIHAI membru numit prin ordinul Ministrului Economiei nr.576/24.03.2009, ales în baza hotărârii AGOA din 28.04.2009 - până în 29.04.2011.
1. TRUTA OANA membru numit prin ordinul Ministrului Economiei, Comertului si Mediului de Afaceri nr.8222/20.04.2011, ales în baza hotărârii AGOA din $29.04.2011 - si$ în prezent
1. ALBULESCU MIHAI membru numit prin ordinul Ministrului Economiei nr.576/24.03.2009, ales în baza hotărârii AGOA din 28.04.2009 - si în prezent;
1. RAICU IONICA membru numit prin ordinul Ministrului Economiei nr.576/24.03.2009, ales în baza hotărârii AGOA din 28.04.2009 - si în prezent.

4.1.a). CV-urile administratorilor (vezi Anexa la Raportul Administratorilor privind Guvernanta Corporativă)

4.1.b). Acorduri/întelegeri sau legături de familie speciale

Potrivit informatiilor furnizate de administratori nu există acord de întelegere sau legătură de familie între persoana respectivă si o altă persoană datorită căreia persoana respectivă a fost numită administrator.

4.1.c). Participarea administratorilor la capitalul Transgaz

Nu este cazul.

4.1.d). Lista tuturor entitătilor în care Transgaz detine participatii

NABUCCO GAS PIPELINE INTERNATIONAL GmbH, cu sediul în Viena, companie în care Transgaz detine părti sociale în procent de 16,67% din capitalul social si care are ca obiect de activitate dezvoltarea proiectului Nabucco. Proiectul Nabucco a fost inclus în strategia energetică a României pentru perioada 2007-2020 la capitolul IV "Obiectivele dezvoltării sectorului energetic si măsurile preconizate pentru atingerea acestora";
SC MEBIS SA Bistrita, cu sediul în Bistrita, (J06/150/1991) în care Transgaz detine 17,47% din capitalul social, având ca obiect de activitate realizarea de structuri metalice si ansamble sudate complexe, ansamble si produse hidraulice. Societatea se află în procedura insolventei, conform Dosar nr.101/112/2009, pe rolul Tribunalului Bistrita-Năsăud, Sectia Comercială si Contencios Administrativ si Fiscal;
SC "Resial"SA cu sediul în Alba Iulia (J01/77/1991) în care Transgaz detine 68,16 % din capitalul social având ca obiect de activitate fabricarea si comercializarea produselor refractare silico aluminoase.

Pagina 43 din 55

Societatea se află în procedura falimentului, conform Dosar nr.41/107/2005 pe rol la Tribunalul Alba, Sectia Comercială.

4.2. Membrii conducerii executive

Conducerea executivă a societătii este asigurată de următoarele persoane:

Nr. crt.	Nume si prenume	Functia	Departament/Directie
$\mathbf{1}$	Pintican Iuga Liviu Traian	Director general adjunct
$\overline{2}$	Rusu Ioan	Director general adjunct
3	Moldovan Radu Costică	Director	Departament Economic
$\overline{4}$	Chetan Ioan	Director	Departament Operare - până la 1 octombrie 2011
5	Florea Vasile	Director	Departament Operare - de la1 octombrie 2011
6	Barbu Viorel	director	Departament Dezvoltare
7	Lata Ilie	Director	Departament Exploatare
8	Rosu Elena	Director	Directia Juridică
9	Chis Ioan	Director	Directia Resurse Umane - până la 1 decembrie 2011
10	Mates Angela	Director	Directia Resurse Umane - de la 1 decembrie 2011
11	Mohan Aurel	Director	Directia Calitate-Mediu, Prevenire si Protectie
12	Ghidiu Elisabeta	Director	Directia Strategie si Management Corporativ
13	Mates Angela	Director	Directia Contabilitate - până la 1 decembrie 2011
14	Marin Dumitru	Director	Directia Buget, Finante
15	Stoia Gheorghe	Director	Directia Tehnologia Informatiei si Comunicatii
16	Paraschiv Nelu	Director	Directia Pregătire, Executie Lucrări
17	Rău Ioan	Director	Directia Exploatare, Mentenantă
18	Florea Vasile	Director	Directia de Echilibrare Comercială - până la 1 octombrie 2011
19	Cosma Radu	Director	Directia de Echilibrare Comercială - de la 15 noiembrie 2011
20	Sai Alexandru	director	Directia Măsurare, Calitate Gaze Naturale
21	Pătârniche Mihai	Director	Dispeceratul National de Gaze Naturale
22	Stroia Gheorghe Marius	Director	Directia Operator Piată Gaze
23	Bunea Florin	director adjunct	Directia Operator Piată Gaze
24	Muntean Aurel	director adjunct	Directia Măsurare, Calitate Gaze Naturale
25	Lascu Sergiu	director adjunct	Directia Tehnologia Informatiei si Comunicatii
26	Novac Mircea	inginer sef proiectare	Departament Proiectare si Cercetare
27	Moisin Ioan	inginer sef cercetare	Departament Cercetare si Cercetare

Membrii conducerii executive au încheiate contracte individuale de muncă pe perioade nedeterminate.

Personalul de conducere si executie din cadrul Transgaz este numit, angajat si concediat de directorul general.

Conform informatiilor detinute nu există vreun acord, întelegere sau legătură de familie între persoanele mentionate si o altă persoană datorită căreia acestea au fost numite ca membrii ai conducerii executive.

Pagina 44 din 55

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Nr. ert.	Numele si prenumele	Functia/Departament/ Directie	Număr actiuni la 31.12.2011	Cota de participare $(\% )$
	Rusu Ioan	Director General Adjunct	2.508	0.02130
2	Moldovan Radu	Director / Departamentul Economic	149	0.00126
3	Lata Ilie	Director / Departamentul Exploatare	46	0.00039
4	Stoia Gheorghe	Director / Directia Tehnologia Informatiei si Comunicatii	5	0.00004
5	Florea Vasile	Director / Directia de echilibrare Comercială	14	0.00012
6	Paraschiv Nelu	Director / Directia Pregătire Executie Lucrări	9	0.00007
7	Sai Alexandru	Director / Directia Masurare, Calitate Gaze Naturale	10	0.00008
8	Pătârniche Mihai	Director / Dispeceratul National de Gaze Naturale	97	0.00082
9	Nită Viorel	Director / E.T. Craiova	5	0.00004

Lista membrilor conducerii executive a Transgaz, inclusiv a exploatărilor teritoriale care detin actiuni la Transgaz, este prezentată mai jos:

4.3. Eventuale litigii sau proceduri administrative

Litigii sau proceduri administrativeîn care au fost implicate, în ultimii 5 ani, referitoare la conducerea administrativă si executivă, precum si acelea care privesc capacitatea acestora de a-si îndeplini atributiile în cadrul Transgaz - nu este cazul.

Cap.5. SITUATIA FINANCIAR-CONTABILĂ

5.1. Elemente de bilant

Pentru perioada 2009-2011 situatia elementelor bilantiere se prezintă astfel:

						w
Denumire indicator	31.12.2009	31.12.2010	31.12.2011		Dinamica (%)
0		2	3	$4 = 2/1$	$5 = 3/2$	$6 = 3/1$
Imobilizări necorporale	496.083.022	497.791.432	11.296.624	100,34	2,27	2,28
Imobilizări corporale	2.441.455.964	2.731.187.567	3.323.009.903	111,87	121,67	136,11
Imobilizări financiare	19.180.669	46.091.817	68.480.438	240,30	148,57	375,03
Active imobilizate	2.956.719.655	3.275.070.816	3.402.786.965	110,77	103,90	115,09
Stocuri	34.955.150	27.654.123	43.247.769	79,11	156,39	123,72
Creante	245.303.577	333.719.058	366.868.985	136,04	109,93	149,56
Investitii financiare pe termen scurt	0	171.851.407	255.607.046	$\mathbf x$	148,74	X
Casa si conturi la bănci	196.566.265	25.755.236	19.154.501	13,10	74,37	9,74
Active circulante- TOTAL	476.824.992	558.979.824	684.878.301	117,23	122,52	143,63
Cheltuieli în avans	1.340.719	1.540.861	1.371.954	114,93	89,04	102,33
Datorii ce trebuie plătite într-o perioada de un an	336.853.787	357.177.874	358.127.194	106,03	100,27	106,32
Active circulante respectiv datorii curente nete	140.114.540	203.263.326	327.978.596	145,07	161,36	234,08
Total active minus datorii curente nete	3.096.834.195	3.478.334.142	3.730.765.561	112,32	107,26	120,47
Datorii ce trebuie plătite într-o perioada mai mare de un an	527.448.777	564.224.722	75.147.643	106,97	13,32	14,25
Provizioane	31.286.516	31.249,312	42.427.376	99,88	135,77	135,61
Venituri în avans	175.927.548	296.513.318	350.457.043	168,54	118,19	199,21
Capital si rezerve
Capital subscris si vărsat	117.738.440	117.738.440	117.738.440	100,00	100,00	100,00
Prime de capital	0	0	0
Rezerve din reevaluare	550.825.229	514.995.580	1.116.507.511	93,50	216,80	202,70
Rezerve	1.397.977.997	1.579.143.738	1.650.865.017	112,96	104,54	118,09
Rezultatul reportat	$-1.804.469$	$-1.804.469$	$-1.804.469$	100,00	100,00	100,00
Rezultatul exercitiului financiar	298.631.541	376.352.986	379.571.465	126,03	100,86	127,10
Repartizarea profitului	0	0	0	$\mathbf X$	X	X
Capitaluri proprii	2.363.368.738	2.586.426.275	3.262.877.964	109,43	126,15	138,06
Patrimoniul public	0	0	0
Total capitaluri	2.363.368.738	2.586.426.275	3.262.877.964	109,43	126,15	138,06

Imobilizări necorporale

În baza Acordului de concesiune aprobat prin H.G. nr.668/2002 si a prevederilor H.G. nr.1031/1999, conductele apartinând domeniului public au fost înregistrate la imobilizări necorporale.

Prin Legea nr.259/2007 au fost abrogate lit.D si E din anexa nr.3 la Normele metodologice privind înregistrarea în contabilitate a bunurilor care alcătuiesc domeniul

Pagina 46 din 55

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

public al statului $\overline{S1}$ al unitătilor administrativ-teritoriale aprobate prin H.G. nr.1031/1999. Începând cu anul 2011 societatea înregistrează bunurile care apartin domeniului public si care fac obiectul Acordului de concesiune, în conturi în afara bilantului, în conformitate cu prevederile OMFP nr.3055/2009.

Imobilizări corporale

Imobilizările corporale au înregistrat cresteri fată de 2010, acestea fiind determinate de:

$\bullet$ reevaluarea la 31 decembrie 2011 a terenurilor si constructiilor apartinând patrimoniului Transgaz în conformitate cu OMFP nr.3055/2009. Reevaluarea a fost efectuată de societatea comercială SC DARIAN SRS SA Cluj-Napoca, care este autorizată de Asociatia Natională a Evaluatorilor din România (ANEVAR). Societatea mai sus mentionată a întocmit un raport de evaluare care este în concordantă cu cerintele, standardele, recomandările si metodologia de lucru stabilite de ANEVAR:
Cobtinerea unor certificate de atestare a dreptului de proprietate asupra terenurilor în conformitate cu H.G. nr.834/1991, dar si achizitionarea unor terenuri.

Imobilizări financiare

Imobilizările financiare au crescut în cursul anului 2011, crestere care se explică prin contributia la majorarea capitalului social al Nabucco Gas Pipeline International GmbH Viena cu suma de 6.400.000 Euro.

În cursul anului 2011 au existat si diminuări privind imobilizările financiare determinate de:

Convergerarea unor garantii pentru scoatere temporară din circuitul agricol a terenurilor, ca urmare a finalizării lucrărilor de investitii, garantii în valoare de 2.306.560 lei:
I reclasificarea de la imobilizări financiare la creante a garantiilor pentru scoatere temporară din circuitul agricol a unor terenuri, garantii care urmează să fie încasate într-o perioadă mai mică de un an în valoare de 3.455.975 lei.

Creante

La data de 31 decembrie 2011, soldul creantelor curente a crescut fată de 2010, datorită cantitătii de gaze naturale transportate mai mari cu 5.127.529 MWh în luna decembrie 2011 comparativ cu luna decembrie 2010, de la 286.729 mii lei la 304.040 mii lei.

În acelasi timp creantele restante au scăzut fată de anul 2010 datorită încasării creantelor de la SC Termoelectrica SA, ca urmare a încheierii în martie 2011 a unei conventii de esalonare a plătilor, de la 82.988 mii lei la 81.339 mii lei.

Investitii financiare pe termen scurt

În conformitate cu prevederile OMFP nr.3055/2009, depozitele bancare pe termen scurt ale societătii sunt clasificate ca investitii financiare pe termen scurt, înregistrând o crestere de 83.755.639 lei fată de anul precedent.

Pagina 47 din 55

Casa si conturi la bănci

La 31 decembrie 2011, disponibilitătile bănesti în conturi curente la bănci au scăzut fată de anul 2010, dimensionarea acestora fiind determinată de necesarul pentru acoperirea datoriilor curente. Mentionăm că politica financiară a Societătii este de a păstra în conturile curente numai necesarul de finantare pe termen scurt, pentru cea mai mare parte a disponibilitătilor fiind constituite depozite la termen, clasificate conform OMFP nr.3055/2009 ca investitii financiare pe termen scurt.

Datorii pe termen scurt

În structura datoriilor pe termen scurt se constată următoarele modificări fată de anul precedent:

$\Diamond$ sumele datorate institutiilor de credit au crescut ca urmare a:
o tragerii din linia de credit de cont curent existentă la BRD Group Societe Generale a sumei de 7.785.673 lei;
o tragerii în 2011 a sumei de 44.500.000 lei de la BRD Group Societe Generale cu scopul finantării partiale a programului de investitii al societătii, fapt ce a determinat cresterea ratei de rambursare pentru anii următori:
Invelul lucrărilor de investitii si reabilitare la sfârsitul anului 2011 a fost mai scăzut comparativ cu aceeasi perioadă a anului precedent, fapt ce a determinat diminuarea datoriilor comerciale cu 20.872.654 lei;
If alte datorii au crescut ca urmare a:
o cresterii impozitului pe profit datorat la 31 decembrie 2011 cu suma de 4.681.992 lei:
cresterii sumei dividendelor neridicate cu 2.273.615 lei. $\circ$

Datorii pe termen lung

Evolutia datoriilor pe termen lung are la bază următoarele:

În conformitate cu prevederile OMFP nr.3055/2009 si ca urmare a abrogării lit.D si E din anexa nr.3 la Normele metodologice privind înregistrarea în contabilitate a bunurilor care alcătuiesc domeniul public al statului si al unitătilor administrativ-teritoriale aprobate prin HG nr.1031/1999, domeniul public a fost înregistrat în afara bilantului. Efectul acestei reclasificări a condus la scăderea datoriilor pe termen lung cu 482.787.647 lei;
tragererea în 2011 a sumei de 44.500.000 lei de la BRD Group Societe ⇘ Generale cu scopul finantării partiale a programului de investitii al Societătii.

La data de 31 decembrie 2011 situatia împrumuturilor pe termen mediu si lung angajate de Transgaz se prezintă astfel:

Banca finantatoare	Valuta creditului	Valoarea creditului	Sold la 31.12.2011

BIRD	USD	6.933.684,00	756.847,55
UNICREDIT TIRIAC ROMANIA	RON	100.600.000,00	15.884.208,00
BRD GSG	RON	120.000.000,00	96.000.000,00

Capitaluri proprii

În anul 2011 nu s-a modificat capitalul subscris si vărsat.

Modificările în structura rezervelor din reevaluare sunt urmtoarele:

^{$\text{\textdegree}$} diminuarea cu 34.101.784 lei, prin transferul acesteia la rezervele reprezentând surplusul realizat din rezerve din reevaluare;
⁶ majorarea cu 635.613.714 lei ca urmare a reevaluării la 31 decembrie 2011 a terenurilor si constructiilor apartinând patrimoniului Transgaz.

Cresterea rezervelor este determinată de repartizarea din profitul net al anului 2010, repartizare care se efectuează după aprobarea situatiilor financiare de către Adunarea Generală a Actionarilor.

5.2. Contul de profit si pierdere

Nr.
ert.	Specificatie	2009	Realizări (lei) 2010	2011	Dinamica (%)
$\bf{0}$		$\overline{2}$	٦	4	$5 = 3/2$	$6 = 4/3$	$7 = 4/2$
1.	TOTAL venituri,	1.258.467.898	1.377.109.896	1.463.505.150	109,43	106,27	116,29
	din care:
1.1	Venituri din	1.220.014.804	1.342.933.371	1.404.364.126	110,08	104,57	115,11
	exploatare
1.2	Venituri financiare	38.453.094	34.176.525	59.141.024	88,88	173,05	153,80
1.3	Venituri
	extraordinare
2.	TOTAL cheltuieli,	897.186.393	925.605.375	1.001.244.678	103, 17	108,17	111,60
	din care:
2.1	Cheltuieli de	874.867.226	899.269,259	961.793.267	102,79	106,95	109,94
	exploatare
2.2	Cheltuieli financiare	22.319.167	26.336.116	39.451.411	118,00	149,80	176,76
2.3	Cheltuieli
	extraordinare
3.	PROFIT BRUT, din	361.281.505	451.504.521	462.260.472	124,97	102,38	127,95
	care:
3.1	Rezultat din	345.147.578	443.664.112	442.570.859	128,54	99,75	128,23
	exploatare
3.2	Rezultat financiar	16.133.927	7.840.409	19.689.613	48,60	251,13	122,04
3.3	Rezultat extraordinar
4,	IMPOZIT PE	62.649.964	75.151.535	82.689.007	119,95	110,03	131,99
	PROFIT
$\overline{5}$ .	PROFIT NET	298,631,541	376.352.986	379.571.465	126,03	100,86	127,10

Situatia contului de profit si pierdere pentru perioada 2009-2011 este următoarea:

Veniturile din exploatare

Veniturile activitătii de exploatare realizate în perioada 2009-2011 se prezintă astfel:

Nr.	Specificatii
crt		2009	2010	2011	Dinamica (%)
0		2	3	4	$5 = 3/2 * 100$	$6 = 4/3*100$	$7 = 4/2 * 100$
1.	Venituri din activitatea de
	transport
	- lei	939.194.107	1.054.013.720	1.092.023.204	112,23	103,61	116,27
	- mii mc	11.548.833	12.306.552	12.820.532	106,56	104,18	111,01
	- lei/1000 mc	81,32	85,65	85,18	105,32	99,45	104,75
2.	Venituri din activitatea de tranzit
	- lei	242.735.652	254.088.896	244.955.523	104,68	96,41	100,91
3.	Alte venituri din exploatare
$\mathcal{H}$	- lei	38.085.045	34.830.756	67.385.400	91,46	193,47	176,93
	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE	1.220.014.805	1.342.933.371	1,404.364.126	110,08	104,57	115,11

Comparativ cu anul precedent, veniturile din exploatare sunt mai mari datorită:

Cresterii cantitătilor de gaze naturale transportate;
Cresterii altor venituri din exploatare cu 32.555 mii lei, determinată, în principal, de încasarea unor amenzi si penalităti.

Veniturile financiare

Evolutia veniturilor financiare fată de anul precedent este determinată de:

Converterea veniturilor din dobânzi cu 3.883.489 lei;
Consterea veniturilor din diferente de curs valutar cu 21.240.018 lei, diferente rezultate în principal din reevaluarea lunară a disponibilitătilor si depozitelor în monedă străină.

Cheltuieli de exploatare

Cheltuielile activitătii de exploatare realizate în perioada 2009-2011 se prezintă astfel:

Nr. ert.	Specificatie	Realizări (lei)
		2009	2010	2011	Dinamica $(\frac{9}{6})$
$\bf{0}$		$\overline{2}$	3	4	$5 = 3/2$	$6 = 4/3$	$7 = 4/2$
1	Consum si pierderi tehnologice pe sistemul de transport
	- mii mc	301.721	283.775	278.577	94.05	98,17	92,33
	- lei	148.877.015	134.173.113	133.897.824	90.12	99,79	89,94
	- lei/1000 mc	493,43	472,82	480,65	95,82	101.66	97,41
2	Materiale auxiliare	22.859.835	19.869.498	23.587.703	86,92	118.71	103,18
3	Energie, apă	5.160.003	5.512.957	6.308.894	106,84	114 44	122,27
4	Amortizare si provizioane	123.060.224	135.266.706	163.318.194	109,92	120,74	132.71
5	Lucrări, servicii executate de terti	136.023.032	159.670.746	156.905.314	117,39	98,27	115,35
6	Fond de salarii	166.563.267	177.435.814	185.033.691	106,53	104,28	111.09

Pagina 50 din 55

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Raportul anual al administratorilor 2011

Nr.	Specificatie
ert.		2009	2010	2011	Dinamica $(\% )$
$\bf{0}$		$\overline{2}$	3	4	$5 = 3/2$	$6 = 4/3$	$7 = 4/2$
7	CAS, ajutor somaj, sănătate, alte cheltuieli cu personalul	49.172.894	56.239.568	69.026.112	114,37	122,74	140,37
8	Cota gaze	39.945.656	39.124.302	39.831.506	97,94	101,81	99,71
9	Tichete de masă	8.812.966	9.160.451	9.307.878	103,94	101,61	105,62
10	Alte cheltuieli materiale	4.274.567	4.400.391	3.654.528	102.94	83,05	85,49
11	Cheltuieli cu alte impozite si taxe	6.732.313	9.365.672	8.480.611	139,12	90,55	125,97
12	de Taxa acordare licentă transport tranzit gaze Sİ. international	4.497.126	11.606.742	5.804.840	258,09	50,01	129,08
13	Redeventa pentru concesiune SNT	118.192.976	130.810.261	133.697.873	110,68	102,21	113,12
14	Alte costuri din exploatare	40.695.352	6.633.038	22.938.299	16,30	345,82	56,37
$\mathbb{R}$	TOTAL CHELTUIELI DE EXPLOATARE	874.867.226	899.269.259	961.793.267	102,79	106.95	109,94

Cheltuielile de exploatare au înregistrat o crestere în perioada 2009-2011, determinată în principal de următorii factori:

cresterea cheltuielilor cu amortizarea imobilizărilor corporale ca urmare a punerii în functiune de noi obiective de investitii;
înregistrarea, în baza raportului de reevaluare, a cheltuielilor privind deprecierea terenurilor si constructiilor:
redeventa pentru concesiunea SNT în cotă de 10% a crescut fată de 2010, datorită cresterii veniturilor realizate din activitatea de transport si tranzit gaze;
cheltuielile cu provizioanele pentru riscuri si cheltuieli au crescut fată de anul 2010 datorită constituirii în anul 2011 a provizionului privind participarea salariatilor la profit.

Mentionăm că pentru anii 2009 si 2010 contribuțiile aferente ajutorului de gaz au fost prezentate în contul de profit si pierdere la "Alte cheltuieli". În anul 2011 această cheltuială este prezentată în contul de profit si pierdere la "Cheltuieli cu asigurările si protecția socială".

Cheltuieli financiare

Cheltuielile financiare se compun în principal din: cheltuieli cu dobânzi si comisioane aferente creditelor angajate si cheltuieli cu diferentele de curs valutar.

Cheltuielile privind dobânzile au crescut ca urmare cresterii ratei dobânzii si a contractării creditului de la BRD Group Societe Generale cu scopul finantării partiale a programului de investitii:
Cheltuielile privind diferentele de curs valutar au crescut fată de anul 2010 ca urmare a:
o fluctuatiei cursului de schimb valutar, curs valutar folosit la reevaluarea lunară a disponibilitătilor, depozitelor, datoriilor si creantelor în monedă straină;
o existenta unor depozite în monedă străină mai mari decât cele existente în anul 2010.

5.3. Cash-flow

Situatia fluxurilor de numerar în perioada 2009-2011 este redată mai jos:

Indicator	Exercitiul financiar încheiat la
	2009	31 decembrie
Activităti operationale:		2010	2011
Profit net	298.631.541
Cheltuiala cu amortizarea	127.557.350	376.352.986	379.571.465
Cheltuieli / (venituri) cu provizioanele pentru active		135.266.706	163.318.194
circulante	1.669.484	$-36.031.162$	$-15.191.426$
Pierderi din creante debitori diversi	28.577	42.051	2.822.998
Ajustări privind provizioanele pentru riscuri si cheltuieli	1.611.060	$-37.204$	11.178.065
Efectul variatiei cursului de schimb valutar	1.663.743	822.351	$-151.231$
Venituri din subventii pentru investitii	0	$-8.672.862$	$-12.987.374$
Venituri din dobânzi	$-34.717.805$	$-14.836.179$	$-18.719.668$
Cheltuieli cu dobânzile	12.645.100	5.462.109	9.269.198
Profit / Pierdere din vanzarea imobilizarilor corporale	416.815	1.698.382	1.474.468
Alte cheltuieli / (venituri) financiare	0	0	$-1.235.809$
Impozit pe profit	62.649.964	75.151.535	82.689.007
Cresterea numerarului din exploatare înainte de modificările capitalului circulant	472.155.829	535.218.713	602.037.887
(Crestere) / descrestere în soldurile de stocuri	4.798.918	5.067.192	$-14.877.655$
(Crestere) / descrestere în soldurile de creante comerciale si alte creante	$-69.450.944$	$-77.775.621$	$-27.573.006$
Crestere în soldurile de datorii comerciale si alte datorii	$-2.590.613$	67.994.211	968794
Flux de numerar net generat de activitătile operationale	404.913.190	530.504.495	560.556.020
Dobânzi încasate	34.554.866	14.907.081	18.200.668
Dobânzi plătite	$-10.750.426$	$-4.921.337$	$-9.406.649$
Plăti aferente participării angajatilor la profit	$-7.519.622$	$-7.808.325$
Impozit pe profit plătit	$-51.444.567$	$-78.819.502$	$-78.007.085$
Flux de numerar din activităti de exploatare	369.753.441	453.862.412	491.342.954
Dividende încasate
Vânzări de imobilizări financiare	$-12.289.736$	$-27.000.415$	$-26.353.874$
Incasări din împrumuturi acordate	0	0	0
Vânzări de imobilizări	$\overline{91.794}$	354.662	716.324
Achizitii de imobilizări	$-373.157.300$	$-401.570.430$	$-116.808.582$
Flux de numerar utilizat în activitatea de investitii	-385.355.242	-428,216.183	$-142.446.132$
Rambursări de împrumuturi	$-32.113.023$	-28.619.232	-47.808.857
Trageri de împrumuturi	$\bf{0}$	75.500.000	44.500.000
Dividende plătite	$-122.500.718$	$-152.831.849$	$-335.224.068$
Subventii pentru investitii (acces SNT, subventii)	40.196.949	81.249.215	58.486.331
Prima de emisiune
Flux de numerar utilizat în activitatea de finantare	$-114.416.792$	$-24.701.866$	-280.046.594
Fluxuri de numerar - total	$-130.018.593$	944.363	68.850.228
Modificările numerarului si echivalentelor de numerar
Numerar si echivalente de numerar la începutul
perioadei	326.584.858	196.566.265	197.510.628
Modificarea numerarului si echivalentelor de numerar	$-130.018.593$	944.363	68.850.228
Numerar si echivalente de numerar la sfârsitul
perioadei	196.566.265	197.510.628	266.360.856

Pagina 52 din 55

Din analiza fluxului de numerar la 31 decembrie 2011 se constată o crestere a disponibilitătilor cu 68.850.228 lei, comparativ cu anul precedent.

Modificările survenite în structura fluxului de numerar pentru anul 2011 sunt:

St fluxul de numerar generat din exploatare este de 491.342.954 lei, cu 37.480.542 lei mai mare decât cel aferent anului 2010;
St fluxul de numerar utilizat în activitatea de investitii este de 142.446.132 lei, cu 285.770.051 lei mai mic decât cel aferent anului 2010;
Tuxul de numerar utilizat în activitatea de finantare este de 280.046.594 lei, cu 255.344.728 lei mai mare decât cel aferent anului 2010.

Cap.6. GUVERNANTA CORPORATIVĂ

Guvernanta corporativă este un concept cu o conotatie foarte largă, care include elemente precum: responsabilitatea managerilor pentru acuratetea informatiilor din rapoartele financiare, existenta termenelor limità foarte strânse pentru raportarea financiară, comunicarea si transparenta totală asupra rezultatelor financiare, transparenta auditului intern, a proceselor si auditului extern.

În detaliu, guvernata corporativă se referă la modul în care sunt împărtite drepturile și responsabilitătile între categoriile de participanti la activitatea companiei, cum ar fi consiliul de administratie, managerii, actionarii si alte grupuri de interese, specificând totodată modul cum se iau deciziile privind activitatea companiei, cum se definesc obiectivele strategice, care sunt mijloacele de atingere a lor si cum se monitorizează performantele economice.

Practica confirmă necesitatea intensificării eforturilor de acceptare a guvernantei corporative, deoarece s-a observat că organizatiile care se dedică implementării principiilor acesteia au reusit chiar să ajungă să-si maximizeze performantele.

Obiectivele strategice generale si specifice ale activitătii Transgaz sunt stabilite în contextul alinierii la cerintele noii politici energetice europene privind siguranta si securitatea energetică, dezvoltarea durabilă si competitivitatea. În acest context, implementarea si dezvoltarea principiilor guvernantei corporative dezvoltarea practicilor de afaceri responsabile, transparente, devine tot mai mult o necesitate în fundamentarea si aplicarea strategiilor si politicilor de business ale companiilor. Subscriind acestui deziderat, Transgaz, urmăreste si prin Regulamentul propriu de guvernantă corporativă să asigurare un cadru riguros de dimensionare, implementare si dezvoltare a guvernantei corporative la nivelul companiei.

Regulamentul de guvernantă corporativă al societătii a fost avizat de Consiliul de Administratie prin Hotărârea nr.3/18.01.2011 si aprobat de Adunarea Generală a Actionarilor din 2 martie 2011, prin Hotărârea AGA nr. 1/2011(art. 4).

Documentul are o structură de elaborare conformă cu cerintele în materie si cuprinde un număr de 9 capitole, astfel:

Cap.1 - Structuri de guvernantă corporativă: Consiliul de Administratie, Comitetele consultative, Conducerea executivă. Atributiile conducerii executive sunt stabilite prin Regulamentul de Organizare si Functionare al Transgaz iar prin Codul de Conduită Profesională se reglementează normele etice de conduită

obligatorie pentru toti angajatii si se aplica în toate structurile organizatorice si ierarhice ale companiei;

Cap.2 Drepturile detinătorilor de actiuni: drepturile detinătorilor de actiuni, tratamentul detinătorilor de actiuni:
Cap.3 Consiliul de Administratie: rolul si obligatiile Consiliului de Administratie, structura Consiliului de Administratie, numirea membrilor Consiliului de Administratie, remunerarea membrilor Consiliului de Administratie;
Cap.4 Transparenta, raportarea financiară, controlul intern si administrarea riscului: transparenta si raportarea financiară;
Cap.5 Conflictul de interese si tranzactiile cu persoane implicate: conflictul de interese; tranzactiile cu persoane implicate;
Cap.6 Regimul informatiei corporative;
Cap.7 Responsabilitatea socială;
Cap.8 Sistemul de administrare;
Cap.9 Dispozitii finale.

Începând cu anul 2010 prezentarea în Raportul Administratorilor a Guvernantei Corporative este obligatorie pentru companiile listate la bursă.

Componentele incluse în raportarea privind guvernanta corporativă vor fi: calitate, mediu, CSR, aspecte ale guvernantei corporative. Companiile listate la bursă si care au decis să implementeze principiile de guvernantă corporativă vor completa obligatoriu, începând cu anul 2011, Declaratia" Aplici sau Explici".

Transgaz a aderat la Codul de Guvernantă Corporativă al Bursei de Valori Bucuresti si aplică din recomandările acestui cod, conform Declaratiei privind conformarea sau neconformarea cu prevederile Codului de Guvernantă Corporativă (Declaratia "aplici sau explici") recomandările aferente principiilor nr: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13, 15, 17, 18 si explică recomandările aferente principiului nr: 14, 16 si 19.

Guvernanta corporativă si Declaratia "Aplici sau Explici" sunt prezentate detaliat în anexe la Raportul administratorilor.

Cap.7. DIVERSE

Începând cu anul 2006 Transgaz se află sub supravegherea agentiei de rating Standard&Poor's în scopul atribuirii si revizuirii periodice a ratingului de credit.

În luna februarie 2008, datorită performantelor economice ale societătii agentia a atribuit Transgaz ratingul corporativ pentru împrumuturi pe termen lung BBB- cu perspectivă negativă ("investment grade"), acesta fiind cel mai bun calificativ obtinut de vreo companie românească până în prezent.

La data de 30 octombrie 2008, ca urmare a retrogradării rating-ului suveran pe motivul cresterii riscurilor economice în România datorită gradului crescut de îndatorare a sectorului privat si datorită dependentei de surse nesigure de finantare externă, agentia Standard&Poor's a scăzut rating-ul corporativ de monedă străină al Transgaz de la BBB- la BB+. În acelasi timp rating-ul corporativ privind împrumuturile în monedă locală a fost reconfirmat la BBB-. Perspectiva aferentă ambelor categorii de rating a rămas negativă.

Revizuirea rating-ului, din data de 24 martie 2011 a condus la îmbunătătirea perspectivei Transgaz de la "negativă" la "stabilă" atât pentru împrumuturile în moneda străină cât si pentru cele în moneda locală.

Ultima revizuire a rating-ului Transgaz din data de 7 decembrie 2011 confirmă ratingul BB+ cu perspectivă stabilă pentru împrumuturile în monedă străină si reduce ratingul pentru împrumuturile în monedă locală la BB+ cu perspectivă stabilă, de la BBB- cu perspectivă stabilă.

Desi punctele forte ale Transgaz care au stat la baza acordării calificativelor cu ocazia evaluărilor anterioare (calitatea de unic operator licentiat al sistemului national de transport gaze naturale din România, profilul financiar solid al companiei, predictibilitatea cash flow-ului si detinerea de 73,5% pe care statul român o are în capitalul Transgaz) rămân neschimbate, decizia de revizuire a ratingului pentru moneda locală a fost determinată de retrogradarea efectuată de către Standard & Poor's a ratingului suveran în monedă locală a României de la BBB-/A- la BB+/B.

Stabilirea ratingului actual a avut în vedere următoarele premise:

revenirea cotei dividendelor la mediile lor istorice, respectiv în jurul cotei de $\bullet$ 50% din profitul net:
obtinerea de sprijin guvernamental în cazul aparitiei unor eventuale probleme de finantare.

În opinia Standard & Poor's, anumite presiuni asupra ratingului ar putea surveni pe seama implicării financiare a Transgaz în proiectul Nabucco. Angajamentele legate de proiect ar putea afecta profilul financiar al Transgaz în lipsa unei sustineri concrete din partea statului.

Ratingul ar putea fi afectat de asemenea de diminuarea sustinerii statului în ceea ce priveste politica de dividende a societătii.

Pagina 55 din 55

AI assistant

S.N.T.G.N. Transgaz S.A. — Annual Report 2011

2309_mda_2012-04-26_ab75ed7f-cc59-46f4-8567-0d84c553717b.pdf

SOCIETATEA NATIONALĂ DE TRANSPORT GAZE NATURALE "TRANSGAZ" S.A. MEDIAS

RAPORT ANUAL AL ADMINISTRATORILOR SNTGN "TRANSGAZ" SA

SITUATII FINANCIARE INDIVIDUALE

(SITUATII FINANCIARE AUDITATE)

Cuprins

DATE DE IDENTIFICARE RAPORT SI EMITENT

DATE GENERALE DESPRE EMITENT

SUMAR EXECUTIV

Indicatorii de performantă ai Transgaz

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Cap.1 - ANALIZA ACTIVITĂTII SOCIETĂTII

1.1.a). Activitătile de bază

1.1.b). Data înfiintării Transgaz

1.1.c). Fuziuni sau reorganizări semnificative ale Transgaz în timpul exercitiului financiar

1.1.d). Achizitii și înstrăinări de active

1.1.e). Evaluarea activitătii societătii

1.1.1. Elemente de evaluare generală

Realizări 2011 versus realizări 2010

Realizări 2011 versus program 2011

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

1.1.2. Principalele servicii prestate de societate

Serviciul de transport gaze naturale

Serviciul de tranzit international gaze naturale

1.1.3. Evaluarea activitătii de aprovizionare

1.1.4. Evaluarea activității de vânzare

1.1.5. Evaluarea aspectelor legate de angajatii/personalul societătii

1.1.6. Evaluarea aspectelor legate de impactul activitătii de bază a Transgaz asupra mediului înconjurător

1.1.7. Evaluarea activității de cercetare și dezvoltare

1.1.8. Evaluarea activitătii Transgaz privind managementul riscului financiar

Riscul de credit

Riscul valutar

Riscul de rată a dobânzii

Riscul de lichiditate

Riscul pietei de capital

1.1.9. Elemente de perspectivă privind activitatea Transgaz

Evolutii privind Proiectul Nabucco

Aspecte Tehnice

Aspecte economice

Aspecte juridice

Stadiul procesului de vânzare a pachetului de actiuni reprezentând 15% din capitalul societătii

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Stadiul transpunerii Directivei 2009/73/CE în legislatia natională

Elemente de perspectivă privind activitatea Transgaz pe plan international

Cap. 2. ACTIVELE CORPORALE ALE TRANSGAZ

2.1. Amplasarea si caracteristicile principalelor capacităti de productie ale Transgaz

2.2. Descrierea si analizarea gradului de uzură al proprietătilor

Realizarea programului de reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT

Programul de investitii

Accesarea fondurilor comunitare

2.3. Precizarea potentialelor probleme legate de dreptul de proprietate asupra activelor corporale ale Transgaz

Cap.3. PIATA VALORILOR MOBILIARE EMISE DE TRANSGAZ

3.1. Caracteristicile si evolutia valorilor mobiliare emise de Transgaz pe piata reglementată administrată de Bursa de Valori Bucuresti

Evolutia actiunilor TGN comparativ cu indicii bursieri ai BVB

3.2. Descrierea politicii Transgaz cu privire la dividende

3.3. Intentia Transgaz de achizitionare de actiuni proprii

3.4. Numărul si valoarea nominală a actiunilor emise de societatea mamă detinute de filiale

3.5. Obligatiuni si/sau alte titluri de creantă

Cap.4. CONDUCEREA SOCIETĂTII

4.1. Prezentarea administratorilor

4.1.a). CV-urile administratorilor (vezi Anexa la Raportul Administratorilor privind Guvernanta Corporativă)

4.1.b). Acorduri/întelegeri sau legături de familie speciale

4.1.c). Participarea administratorilor la capitalul Transgaz

4.1.d). Lista tuturor entitătilor în care Transgaz detine participatii

4.2. Membrii conducerii executive

4.3. Eventuale litigii sau proceduri administrative

Cap.5. SITUATIA FINANCIAR-CONTABILĂ

5.1. Elemente de bilant

Imobilizări necorporale

SNTGN "TRANSGAZ" SA Medias

Imobilizări corporale

Imobilizări financiare

Creante

Investitii financiare pe termen scurt

Casa si conturi la bănci

Datorii pe termen scurt

Datorii pe termen lung

Capitaluri proprii

S.N.T.G.N. Transgaz S.A. Annual Report 2011