S.N.T.G.N. Transgaz S.A. — Audit Report / Information 2013

Apr 28, 2014

SNTGN TRANSGAZ SA MEDIAS

RAPORTUL ADMINISTRATORILOR PE ANUL 2013

SITUAŢII FINANCIARE INDIVIDUALE AUDITATE

www.transgaz.ro

CUPRINS

1.DATE GENERALE DESPRE EMITENT……………………………………………………………………………………2
1.1 Date de identificare raport şi emitent	2
1.2 Activităţi principale	2
1.3 Organizare	3
1.4 Acţionariat	4
2.SUMAR EXECUTIV……………………………………………………………………………………………………………….5
2.1 Indicatori ai activităţii operaţionale	5
2.2 Indicatori ai rezultatelor financiare	9
2.3 Indicatori ai activităţii investiţionale	12
2.4 Indicatori de performanţă managerială	18
3.ANALIZA ACTIVITĂŢII SOCIETĂŢII……………………………………………………………………………………22
3.1 Analiza activităţii operaţionale	22
3.1.1 Cadrul de reglementare	22
3.1.2 Activitatea de transport intern al gazelor naturale	23
3.1.3 Activitatea de transport internaţional al gazelor naturale	24
3.1.4 Alte activităţi	25
3.1.5 Evaluarea activităţii de prestare a serviciului de transport gaze naturale	26
3.1.6 Evaluarea activităţii de proiectare-cercetare	34
3.1.7 Evaluarea activităţii de aprovizionare	36
3.1.8 Achiziţii şi înstrăinări de active	36
3.1.9 Audit intern şi extern al activităţii societăţii	36
3.1.10 Evaluarea activităţii de resurse umane şi dialog social	36
3.1.10 Evaluarea activităţii HSSEQ	38
3.1.11 Litigii	39
3.1.12 Alte aspecte privind activitatea societăţii	40
3.2 Analiza activităţii de dezvoltare	52
3.2.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT	52
3.2.2 Investiţii realizate versus Investiţii programate în anul 2013	57
3.2.3 Lucrări de reabilitare, reparaţii şi mentenanţă SNT realizate vs program 2013	58
3.2.4 Proiecte de dezvoltare	59
3.3 Analiza activităţii corporative	61
3.3.1 Activitatea pe piaţa de capital	61
3.3.2 Fuziuni sau reorganizări semnificative în timpul exerciţiului financiar	65
3.3.3 Guvernanţa Corporativă	66
3.4 Analiza activităţii financiare	70
3.4.1 Poziţia Financiară	70
3.4.2 Rezultatul global	74
3.4.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie	76
3.4.4 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar	78
4.MANAGEMENTUL SOCIETĂŢII…………………………………………………………………………………………82
4.1 Consiliul de Administraţie	82
4.2 Managementul executiv	83
4.3. Eventuale litigii sau proceduri administrative	85
5.ALTE ASPECTE………………………………………………………………………………………………………………….85
Anexe

1. DATE GENERALE DESPRE EMITENT

1.1 Date de identificare raport şi emitent

Raportul anual conform prevederilor art.227 din Legea nr.297/28 iunie 2004, privind piaţa de capital, cu modificările şi completările ulterioare Pentru exerciţiul financiar încheiat la: 31 decembrie 2013 Data raportului: 17 martie 2014 Denumirea societăţii comerciale: Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "TRANSGAZ" SA Sediul social: Mediaş, P-ţa Constantin I. Motaş, nr.1, cod: 551130 Număr de telefon/fax: 0269-803333/0269-839029 Cod de înregistrare fiscală: RO13068733 Număr de ordine în Registrul Comerţului: J32/301/2000 Capital social subscris şi vărsat: 117.738.440 lei Piaţa reglementată pe care se tranzacţionează valorile mobiliare emise: Bursa de Valori Bucureşti

Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise de Transgaz: 11.773.844 acţiuni ordinare, nominative, indivizibile, liber tranzacţionabile de la 24 ianuarie 2008, cu o valoare nominală de 10 lei/acţiune.

Indicatorii economico-financiari prezentaţi în acest raport sunt în conformitate cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană (IFRS-UE), conform Ordinului MFP nr. 881/25 iunie 2012 şi reglementările contabile aprobate prin Ordinul MFP nr. 1286/1 octombrie 2012 - actualizat.

1.2 Activităţi principale

Transgaz este o societate comercială pe acţiuni şi îşi desfăşoară activitatea în conformitate cu legile române şi Actul Constitutiv, actualizat, Transgaz este o societate listată la Bursa de Valori Bucureşti, simbol bursier - TGN.

Misiunea

SNTGN TRANSGAZ SA Medias este operatorul tehnic al Sistemului Nat ional de Transport (SNT) al gazelor naturale s i asigura î ndeplinirea î n condit ii de eficient a , transparent a , sigurant a , acces nediscriminatoriu s i competitivitate a strategiei nat ionale stabilite pentru transportul intern s i internat ional al gazelor naturale, dispecerizarea gazelor naturale, cercetarea s i proiectarea î n domeniul transportului de gaze naturale, cu respectarea legislat iei s i a standardelor nat ionale s i europene de calitate, performant a , mediu s i dezvoltare durabila .

1.3 Organizare

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

Prin H.G. nr. 334/2000, SNGN "Romgaz" SA a fost restructurată şi reorganizată, prin divizare, SNGN "Romgaz" S.A. fiind desfiinţată, iar principalele activităti din sectorul gazelor naturale au fost separate şi organizate în activităţi distincte.

În urma reorganizării sus menţionate, Transgaz a devenit operatorul tehnic al SNT, calitate în care răspunde de functionarea acestuia în condiţii de calitate, siguranţă, eficienţă economică şi protecţie a mediului.

Prin Ordinul ANRE nr. 3/ 22 ianuarie 2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş ca operator de transport şi de sistem al Sistemului naţional de transport al gazelor naturale, s-a stabilit ca Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş sa fie organizată şi să funcţioneze după modelul "operator de sistem independent".

De asemenea, în calitate de operator al SNT, Transgaz are obligaţia, în conformitate cu dispozitiile Legii nr. 346/2007 privind mãsuri pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale şi ale reglementărilor Uniunii Europene să realizeze interconectările cu sistemele similare de transport al gazelor naturale din ţările vecine, în vederea creării condiţiilor tehnice şi tehnologice pentru asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale.

SNTGN "TRANSGAZ" SA (Transgaz) îşi desfăşoară activitatea în următoarele locaţii:

• Sediul Transgaz: Municipiul Mediaş, str. Piaţa C.I. Motaş nr. 1, jud. Sibiu, cod 551130;
• Departamentul Exploatare şi Mentenanţă: Municipiul Mediaş, str. George Enescu nr.11, jud. Sibiu, cod 551018;
• Departamentul Proiectare şi Cercetare: Municipiul Mediaş, str. Unirii nr.6, jud. Sibiu, cod 550173;
• Direcţia Operare Piaţă Gaze Bucureşti: Municipiul Bucureşti, Calea Dorobanţi nr.30, sector 1, cod 010573;
• Reprezentanţa Bucureşti: Municipiul Bucureşti, Calea Victoriei, nr.155, sector 1, cod 010073.

Transgaz are în componenţă 9 exploatări teritoriale şi o sucursală, fără personalitate juridică:

• Exploatarea teritorială Arad, str. Poetului nr.56, localitatea Arad, jud. Arad, cod 310369;
• Exploatarea teritorială Bacău, str. George Bacovia nr.63, localitatea Bacău, jud. Bacău cod 600238;
• Exploatarea teritorială Brăila, str. Ion Ghica nr.5, localitatea Brăila, jud. Brăila, cod 810089;

• Exploatarea teritorială Brasov, str. Grigore Ureche nr.12A, localitatea Brasov, jud. Brasov, cod 500449;

• Exploatarea teritorială Bucureşti, str. Lacul Ursului nr.24, sector 6, Bucureşti, cod 060594;

• Exploatarea teritorială Cluj, str. Crişului nr.12, localitatea Cluj-Napoca, jud. Cluj, cod 400597;
• Exploatarea teritorială Craiova, str. Arhitect Ioan Mincu nr.33, localitatea Craiova, jud. Dolj, cod 200011;
• Exploatarea teritorială Mediaş, str. George Cosbuc nr. 29, localitatea Mediaş, jud. Sibiu, cod 551027;
• Exploatarea teritorială Constanţa, str. Albastră nr.1, localitatea Constanţa, jud. Constanţa, cod 900117;
• Sucursala Mediaş, Soş. Sibiului nr. 59, localitatea Mediaş, jud. Sibiu.

1.4 Acţionariat

Structura capitalului social şi a acţionariatului Transgaz la 31 decembrie 2013 este redată în tabelul de mai jos:

Acţionari	Număr acţiuni	Procent
Statul Roman prin Ministerul Finanţelor Publice	6.888.840	58,5097%
Alţi acţionari persoane fizice şi juridice (free-float)	4.885.004	41,4903%
Total	11.773.844	100%

Tabel 1 – Structura Acţionariatului Transgaz la 31.12.2013

Grafic 1- Structura Acţionariatului la 31.12.2013

Numărul acţionarilor Transgaz înregistraţi la SC Depozitarul Central SA la sfârşitul anului 2013 era de 8.496, cu 1.418 acţionari mai mult decât erau înregistraţi la începutul anului 2013, respectiv 7.078 acţionari.

Capitalul social al Transgaz la data de 31 decembrie 2013 este de 117.738.440 lei şi este împărţit în 11.773.844 acţiuni nominative, fiecare acţiune având valoarea nominală de 10 lei.

Transgaz nu a efectuat tranzacţii având ca obiect acţiunile proprii şi ca urmare la sfârşitul anului 2013 compania nu deţinea acţiuni proprii.

2. SUMAR EXECUTIV

2.1 Indicatori ai activităţii operaţionale

Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate prin sistemul naţional de transport gaze naturale (SNT) precum şi a consumului tehnologic, în perioada 2011- 2013, este următoarea:

Indicator	UM	2011	2012	2013
Gaze naturale vehiculate	mil. mc	15.476,30	14.942,34	13.696,26
Gaze naturale transportate	mil. mc	12.820,53	12.273,57	11.258,94
Consum tehnologic	mil. mc	278,58	239,20	160,14
Pondere consum tehnologic/ gaze vehiculate	%	1,80	1,60	1,17

Tabel 2- Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate şi a consumului tehnologic în perioada 2011-2013

Grafic 2 - Evoluţia cantităţilor de gaze naturale vehiculate şi transportate şi a consumului tehnologic în perioada 2011-2013

Pondere consum tehnologic/ gaze vehiculate %

Grafic 3 – Evoluţia ponderii consumului tehnologic în total gaze vehiculate în perioada 2011-2013

Reducerea consumului tehnologic şi a pierderilor tehnologice s-a datorat implicării managementului în dimensionarea controlată a achiziţiilor de gaze naturale pentru consumul tehnologic şi implementării unui program de masuri tehnice concrete în acest sens.

Evoluţia comparativă a veniturilor din exploatare obţinute de societate sunt redate în tabelul de mai jos:

Nr.	Specificaţii		Realizări		Dinamica (%)
crt		2011	2012	2013
0	1	2	3	4	5=3/2*100	6=4/3*100	7=4/2*100
1.	Venituri din activitatea de transport
	- mii lei	1.092.023	1.052.112	1.210.480	96.35	115.05	110.85
	- MWh	136.133.151	130.466.645	119.741.363	95.84	91.78	87.96
	- lei/MWh	8.02	8.06	10.11	100.50	125.42	126.05
	- mii mc	12.820.532	12.273.576	11.258.941	95.73	91.73	87.82
	- lei/1000 mc	85.18	85.72	107.51	100.63	125.42	126.22
2.	Venituri din activitatea de transport internaţional
	- mii lei	244.956	275.875	268.537	112.62	97.34	109.63
3.	Alte venituri din exploatare
	- mii lei	61.524	37.382	37.623	60.76	100.64	61.15
	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE Mii lei	1.398.503	1.365.369	1.516.640	97.63	111.08	108.45

Tabel 3 – Evoluţia comparativă a veniturilor din exploatare în perioada 2011-2013

Nr. crt.	Indicator	UM	2011	2012	2013	Variaţie % 2012/ 2011	Variaţie % 2013/ 2012
0	1	2	3	4	5	6=4/3*100	7=5/4*100
1	Cifra de afaceri	mil. lei	1.336,98	1.327,99	1.484,71	99.33	111.80
2	Venit din exploatare	mil. lei	1.398,50	1.365,37	1.516,64	97.63	111.08
3	Cheltuieli de exploatare	mil. lei	954.72	998.82	980.84	104.62	98.20
4	Profit din exploatare	mil. lei	443.78	366.55	535.80	82.60	146.17
5	Profit financiar	mil. lei	19.7	27.99	-105.86	142.08	x
6	Impozit pe profit	mil. lei	82.69	113.40	100.05	137.14	88.23
7	Venituri din impozitul pe profit amânat	mil. lei	8.16	49.79	4.60	610.17	9.24
8	Profit net	mil. lei	388.95	330.94	334.49	85.09	101.07
9	Câştigul/pierderea actuarială aferentă perioadei	mil. lei	-1.75	-1.63	1.23	x	x
10	Rezultatul global total aferent perioadei	mil. lei	387.20	329.31	335.72	85.05	101.95
11	Dividend brut/acţiune	lei	29.76**	21.29	17.58*	71.54	82.57

* Propunere supusă aprobării Adunării Generale a Acţionarilor

**dividende calculate în baza situaţiilor financiare întocmite conform OMFP 3055/2009

Tabel 4 – Evoluţia indicatorilor de performanţă operaţională în perioada 2011-2013

Grafic 4 – Evoluţia cifrei de afaceri în perioada 2011-2013

Grafic 6– Evoluţia profitului net în perioada 2011-2013

2.2 Indicatori ai rezultatelor financiare

Activitatea economico-financiară a Transgaz în perioada 2011-2013 s-a desfăşurat în baza indicatorilor cuprinşi în bugetele de venituri şi cheltuieli anuale aprobate de Adunarea Generală a Acţionarilor.

Principalii indicatori economico-financiari realizaţi în perioada 2011-2013 sunt prezentaţi în tabelul de mai jos:

Nr. crt.	Indicator	UM	2011	2012	2013
1	Cifra de afaceri	mii lei	1.336.979	1.327.987	1.484.714
2	Venituri totale	mii lei	1.457.621	1.420.159	1.557.361
3	Cheltuieli totale	mii lei	994.137	1.025.612	1.127.429
4	Profit brut	mii lei	463.484	394.546	429.932
5	Impozit pe profit	mii lei	82.689	113.403	100.045
6	Venituri din impozitul pe profit amânat	mii lei	8.161	49.793	4.604
7	Profit net	mii lei	388.956	330.936	334.491
8	Câştigul/pierderea actuarială aferentă perioadei	mii lei	-1.753	-1.631	1.231
9	Rezultatul global total aferent perioadei	mii lei	387.203	329.306	335.722
10	Gaze transportate	mii mc	12.820.532	12.273.575	11.258.941
11	Cheltuieli de investiţii	mii lei	128.136	212.102	203.763
12	Cheltuieli de reabilitare	mii lei	111.458	104.259	61.176
13	Consum tehnologic	mii lei	133.898	118.925	95.500
14	Consum tehnologic	mii mc	278.577	239.199	160.140

Tabel 5 –Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2011-2013

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

Din totalul veniturilor realizate în anul 2013 circa 17% sunt realizate în valută, din activitatea de transport internaţional al gazelor naturale.

La data de 31 decembrie 2013, soldul disponibilităţilor în conturi bancare ale societăţii era de 267.151.451 lei, din care 8,03% reprezentau disponibilităţi denominate în valută, majoritate în USD.

Grafic 7–Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2011-2013

Performanţele Transgaz în perioada analizată se reflectă şi în evoluţia următorilor indicatori:

Nr. crt.	Indicatori	Formula de calcul	2011	2012	2013
1.	Indicatori de profitabilitate
	EBITDA în total vânzări	EBITDA	47.00%	42.27%	48.27%
		Cifra de afaceri
	EBITDA în capitaluri proprii	EBITDA	20.89%	18.79%	23.32%
		Capitaluri proprii
	Rata profitului brut	Profitul brut	34.54%	29.59%	28.96%
		Cifra de afaceri
	Rata rentabilităţii capitalului	Profit net	12.87%	11.02%	10.89%
		Capitaluri proprii
2.	Indicatori de lichiditate
	Indicatorul lichidităţii curente	Active circulante	1.85	1.58	2.17
		Datorii pe termen scurt
	Indicatorul lichidităţii imediate	Active circulante - Stocuri	1.73	1.48	2.06
		Datorii pe termen scurt
3.	Indicatori de risc
	Indicatorul gradului de îndatorare	Capital împrumutat	2.39	1.61	0.78
		Capitaluri proprii
	Rata de acoperire a dobânzii	EBIT	66.18	101.00	188.01
		Cheltuieli cu dobânda
4.	Indicatori de gestiune
	Viteza de rotaţie a debitelor - clienţi	Sold mediu clienti x 365 zile	103.04	104.58	97.57
		Cifra de afaceri
	Viteza de rotaţie a creditelor - furnizori	Sold mediu furnizori x 365 zile	39.34	32.46	22.41
		Cifra de afaceri

Tabel 6 – Evoluţia indicatorilor de profitabilitate, lichiditate, risc şi gestiune în perioada 2011-2013

Grafic 8–Evoluţia indicatorilor de profitabilitate în perioada 2011-2013

Grafic 9–Evoluţia indicatorilor de lichiditate în perioada 2011-2013

Grafic 10–Evoluţia indicatorilor de risc în perioada 2011-2013

2.3 Indicatori ai activităţii investiţionale

Activitatea investiţională este direcţionată în principal spre modernizarea şi dezvoltarea SNT în vederea îmbunătăţirii eficienţei, creşterii capacităţii acestuia şi a dezvoltării de noi zone de consum.

		Realizarea programului de reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT

Nr. crt.	Denumire capitol	BVC 2013	Realizări 2013	%
0	1	2	3	4=3/2*100
	Cap. A. LUCRĂRI DE REPARATII ŞI REABILITARE A SNT (lei)
1	Reparaţii programate conducte magistrale	108.740.000	52.845.160	48.60
2	Reabilitare Staţii Reglare Măsurare (S.R.M.)	0	129.841	0,00
3	Reabilitare Noduri Tehnologice	0	0	0,00
4	Reabilitare Staţii Comprimare	500.000	0	0,00
5	Reparaţii construcţii speciale aferente SRM urilor şi SCV-urilor	500.000	0	0,00
6	Reabilitare Sisteme de protecţie catodică (SPC)	500.000	0	0,00
7	Reparaţii şi echipamente TC	130.000	0	0,00
8	Reparaţii clădiri	1.500.000	0	0,00
	TOTAL LUCRĂRI	111.870.000	52.975.001	47.35
	Cap. B. SERVICII DE ASIGURARE A MENTENANŢEI SNT (lei)
1	Servicii mentenanţă	31.347.000	8.200.945	26.16
	TOTAL SERVICII	31.347.000	8.200.945	26.16
	TOTAL LUCRĂRI + SERVICII (terţi)	143.217.000	61.175.946	42.72

Tabel 7 Realizarea Programului reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNTîn anul 2013

Grafic 11- Nivelul de realizare al Programului reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT în 2013

Grafic 12- Gradul de realizare al Programului reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT în 2013

Valoarea Programului de reparatii, reabilitare si asigurarea mentenantei SNT pe anul 2013 a fost de 143.217.000 lei, la sfârsitul anului înregistrându-se realizări în valoare de 61.175.946 lei, reprezentând o îndeplinire a programului în proportie de 42.72.

În cadrul acestor realizări sunt incluse în principal lucrările de reparaţii a 21,7 km de conducte, reabilitarea a 22,61 km de conducte si diverse servicii de reparatii agregate de comprimare, reparatii constructii speciale, diagnosticare conducte, etc.

Cauzele care au condus la realizarea Programului de reparaţii, reabilitare si asigurarea mentenanţei SNT pe anul 2013 în procent de numai 42.72% sunt prezentate în Cap. 3.2.3 – Lucrari de reabilitare, reparaţii şi mentenanţă a SNT realizate vs program.

Programul de investiţii

			BVC 2013	Realizări 2013
Capitol	Categoria de lucrări	Fizic (km)	Valoric (mii lei)	Fizic (km)	Valoric (mii lei)	( %)
0	1	2	3	4	5	6=5/3*100
Cap.A	Lucrări de modernizare şi dezvoltare a SNT	148.50	340.891	67.56	128.336	37.65
1	Modernizarea şi retehnologizarea SNT		205.726		48.143	23.40
1.1.	Modernizare instalaţii tehnologice aferente SNT (SRM, SCV, PM, NT)		15.500		3.971	25.62
1.2.	Sistem Comandă Achiziţii Date		190.226		44.172	23.22
2	Dezvoltarea SNT şi a instalaţiilor aferente	148.50	135.165	67.56	80.193	59.33
2.1.	Conducte de transport gaze naturale	143.50	83.900	65.76	54.532	65.00
2.2.	Conducte de interconectare	5.00	17.225	1.80	12.880	74.78
2.3.	Staţii de reglare măsurare		25.000		5.391	21.56
2.4.	Staţii de protecţie catodică		1.640		1.925	117.38
2.5.	Instalaţii şi reţele electrice		500		448	89.60
2.6.	Lucrări aferente tehnologiei informaţiei şi telecomunicaţii		1.500		1.078	71.87
2.7.	Instalaţii de odorizare		3.000		3.548	118.27
2.8.	Instalaţii de filtrare		2.400		11	0.46
2.9	Lucrări hidrotehnice				380	x
Cap.B	Lucrări de modernizare şi dezvoltare a bunurilor proprii	0.00	58.900	0.00	20.924	35.52
1	Lucrări de modernizare		2.000		349	17.,45
2	Alte lucrări		31.900		2.513	7.88
3	Utilaje independente		20.000		17.739	88.70
4	Cheltuieli pentru studii şi proiecte		5.000		323	6.46
Cap.C	Proiect NABUCCO	0.00	41.209	0.00	33.188	80.54
Cap.D	Lucrări executate conf. HG 1043 Regulamentul de acces la SNT	0.00	0	6.91	21.291	X
	TOTAL INVESTIŢII PROGRAMATE	148.50	441.000	74.47	199.369	45.21
Terenuri		0.00	0	0.00	24	X
TOTAL GENERAL		148.50	441.000	74.47	203.763	46.20

Tabel 8- Realizarea Programului de investiţii în anul 2013

Valoarea cheltuielilor de investiţii pentru anul 2013, aprobată în bugetul de venituri şi cheltuieli pe 2013 a fost de 441.000 mii lei, valoarea realizărilor fiind de 203.763 mii lei, care include şi suma de 21.291,41 mii lei, ce reprezintă instalaţiile de racordare la SNT realizate în baza Regulamentului de acces la SNT aprobat prin HG nr.1043/2004. Gradul de îndeplinire al programului de modernizare şi dezvoltare investiţii pe anul 2013 a fost de 46.20%.

Cap.A Lucrări de modernizare şi dezvoltare a SNT

Grafic 14– Realizări vs program pentru Cap.A -lucrări de modernizare şi dezvoltare a SNT în anul 2013

Grafic 15– Realizarea în structură a programului Cap.A -lucrări de modernizare şi dezvoltare a SNT în anul 2013

Grafic 16– Realizări vs program pentru cap. B,C,D din programul de investiţii 2013

Faţă de valoarea programată de 441.000 mii lei, valoarea totală a realizărilor este de 203.763 mii lei, ceea ce reprezintă o îndeplinire a programului (BVC) în proporţie de 46.20 %. Cauzele îndeplinirii programului investiţional în proporţie de doar 46.20% constau în principal, în probleme de natură juridică privind accesul în teren, autorizaţii neobţinute în timp util, schimbarea de către ANRMAP a procedurilor de validare a licitaţiilor, neselectarea Proiectului Nabucco Vest ca rută de transport al gazelor naturale, ş.a.

Unul din obiectivele importante al Transgaz este implementarea Sistemului de comandă achiziţii date (SCADA) la care în prezent este în derulare etapa 3 a proiectului, fiind realizate următoarele :

• punerea în comunicaţie a 601 de SRM-uri mici;
• testele de acceptanţă la locaţie pentru 601 de SRM-uri mici;
• conectarea în SCADA a staţiei de import (Isaccea), inclusiv testele de acceptanţă;
• conectarea în SCADA a 6 staţii de tranzit (la Isaccea şi Nergu Vodă), inclusiv testele de acceptanţă;
• derularea lucrărilor la NT: Band, Leţcani, Stâlp 89 şi Paltin şi încheierea contractelor de execuţie la nodurile Sărmaşel, Corbu, Gherăieşti, Racova şi Ceanu Mare, iar la un numar de 12 noduri tehnologice se execută lucrări pentru adaptarea sistemului, în regie proprie prin Sucursala Mediaş (SIROS);
• derularea execuţiei lucrărilor de împrejmuire a robineţilor care au reglementată situaţia juridică a terenurilor.

În anul 2013 au fost puse în funcţiune obiective de investiţii în valoare de 212.367 mii lei, din care cele mai importante sunt:

• Modernizare SMG Negru Vodã (reverse flow);
• Lucrări SCADA conform contract cu RMG;
• Automatizări în noduri tehnologice;
• Conducta de transport gaze naturale Ø 16" Aghireşu Huedin;
• Conducta de transport gaze naturale Ø 24" Maşloc Recaş;
• Conducta de transport gaze naturale Ø 16" Vaslui Iaşi (recepţie parţială);
• Conducta de interconectare Giurgiu Ruse (recepţie etapa I conductă terestră şi SRM Giurgiu);
• Sediul administrativ Sector Bacău.

	Program	Realizat
 Investiţii, din care:	441.000	203.763
-Instalaţii de racordare la SNT	-	21.291
 Rambursări de credite pentru investiţii	26.942	24.000
TOTAL CHELTUIELI PENTRU INVESTITII	467.942	227.763

Situaţia cheltuielilor totale pentru investiţii se prezintă astfel (mii lei):

Tabel 9-Situaţia cheltuielilor totale pentru investiţii (mii lei):

Investiţiile realizate au fost finanţate din următoarele surse (mii lei):

	Program	Realizat
 Profit net repartizat pentru finanţări proprii	130.942	127.507
 Amortizare şi depreciere	210.463	164.763
 Tarif racordare la SNT		21.291
 Credite bancare	88.287
 Alte surse (fonduri europene, Shah Deniz)	38.250	138.170
 Deficit an precedent		- 29.482
TOTAL SURSE DE FINANŢARE	467.942	422.249

Tabel 10-Surse de finanţare a investiţiilor (mii lei)

Accesarea fondurilor comunitare

În anul 2013 s-au obținut încasări din finanțări nerambursabile în sumă de 39.147.126,25 lei care reprezintă plăți intermediare pentru proiectul "Implementarea unui Sistem de Supervizare şi de Achiziţie Automată a Datelor la Nivelul Întregului Sistem Naţional de Transport Gaz Metan-SCADA".

În anul 2013, la solicitarea Comisiei Europene, Transgaz a rambursat suma de 7.500.022 Euro reprezentând asistenţa financiară comunitară pentru proiectul de interconectare a sistemelor de transport gaze naturale din România şi Ungaria, pe direcţia Arad-Szeged.

2.4 Indicatori de performanţă managerială

În conformitate cu prevederile Capitolului 6 din Planul de Administrare al SNTGN Transgaz SA Mediaş în perioada 2013-2017, intitulat "Criterii şi obiective de performanţă", criteriile şi obiectivele de performanţă sunt definite şi stabilite după cum urmează:

• Criterii şi obiective standard de performanţă;
• Criterii şi obiective de performanţă pentru calculul componentei variabile a remuneraţiei;
• Indicatori de măsură ai performanţei serviciului de transport gaze naturale;
• Alţi indicatori de performanţă.

Criteriul de performantă	Obiectiv de performanta	Plan de administrare 2013	Realizat 2013	Grad de realizare
Investitii puse în funcţiune –mii lei	Realizarea nivelului programat	219.028	212.367	96.96%
EBITDA –mii lei	Creşterea EBITDA	589.084	716.678	121.66%
Productivitatea muncii –lei/pers	Creşterea productivităţii muncii în unităţi valorice (cifra de afaceri/ nr.mediu de personal);	303.621	300.610	99.01%
Plăţi restante-mii lei	Efectuarea plăţilor în termenul contractual (în preţuri curente)	0	0	100%
Creanţe restante –mii lei	Reducerea volumului de creanţe restante (în preţuri curente)	76.000	79.424	95.69%
Consumul tehnologic- %	Încadrarea în cantităţile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic	100.00%	62%	161.29%
Cheltuieli de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare lei	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	737.27	647	113.95%

Criterii şi obiective standard de performanţă

Tabel 11 – Gradul de realizare al indicatorilor standard de performanţă pentru anul 2013

Nr. crt.	Criteriul de performantă	Obiectiv de performanta	Coeficient de ponderare %	Grad de realizare 2013 %	Nivel de realizare în 2013 în funcţie de coeficientul de ponderare
1.	Investitii puse în funcţiune –mii lei	Realizarea nivelului programat	15	96.96	14.54
2.	EBITDA –mii lei	Creşterea EBITDA	15	121.66	18.25
3.	Productivitatea muncii –lei/pers	Creşterea productivităţii muncii în unităţi valorice (cifra de afaceri/ nr.mediu de personal);	15	99.01	14.85
4.	Plăţi restante-mii lei	Efectuarea plăţilor în termenul contractual (în preţuri curente)	15	100	15.00
5.	Creanţe restante – mii lei	Reducerea volumului de creanţe restante (în preţuri curente)	10	95.69	9.57
6.	Consumul tehnologic %	Încadrarea în cantităţile de gaze naturale reprezentând consumul tehnologic	15	161.29	24.19
7	Cheltuieli de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare lei	Reducerea cheltuielilor de exploatare la 1000 lei venituri din exploatare	15	113.95	17.09
	TOTAL		100%		113.49%

Tabel 12 – Nivelul de realizare al indicatorilor standard de performanţă pentru anul 2013

Criterii şi obiective de performanţă pentru calculul componentei variabile a remuneraţiei

CRITERIU DE PERFORMANŢĂ	OBIECTIV DE PERFORMANŢĂ	Plan Administrare 2013	Realizat 2013	Grad de realizare %
EBITDA –mii lei	Realizarea ţintei de EBITDA asumate în Planul de administrare	589.084	716.678	121.66%
Cheltuieli de exploatare exclusiv amortizarea mii lei	Reducerea nivelului cheltuielilor de exploatare (exclusiv cheltuielile cu amortizarea) realizate efectiv faţă de nivelul asumat în Planul de administrare	958.976	799.963	119.88%
Investiţii –mii lei	Creşterea nivelului de investiţii realizate efectiv faţă de nivelul asumat în Planul de administrare	279.462	203.763	73.12%

Tabel 13– Gradul de realizare al indicatorilor de performanţă pentru calculul componentei variabile a remuneraţiei pentru anul 2013

Grafic 18 – Nivelul de realizare al indicatorilor de performanţă pentru calculul componentei variabile a remuneraţiei în anul 2013

Indicatori de măsură ai performanţei serviciului de transport gaze naturale

Standardul de performanţă pentru serviciul de transport al gazelor naturale, aprobat prin Decizia Preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Gazelor Naturale nr. 1.361/13.12.2006 şi publicat în MO 27 bis din 16 ianuarie 2007, cu modificările şi completările ulterioare prin Ordinul preşedintelui ANRE nr. 45/24.04.2008, reglementează criteriile de calitate comercială, definite prin indicatorii de performanţă pentru asigurarea serviciului de transport al gazelor naturale şi a serviciilor auxiliare realizate de catre operatorul sistemului de transport (OST).

Indicatorul de performanţă (nr. articolului)	Obiectiv	Realizări 2013
IP1–Rezolvarea solicitărilor de acces în vederea racordării la SNT (art.5)	98%	100%
IP2–Realizarea instalaţiei de racordare la SNT a solicitărilor de acces (art.6 lit(a) şi (b))	98%	100%
IP4 – Informare cu privire la reluarea prestării serviciului (art.8 (1) lit.(a) şi (b))	95%	100%
IP5–Notificarea întreruperilor planificate în prestarea serviciului şi reluarea acestuia (art.9 (1))	100%	100%
IP6–Rezolvarea reclamaţilor utilizatorilor SNT referitoare la măsurarea gazelor naturale (art.10 (1) lit (a) şi (b))	98%	100%
IP7–Rezolvarea sesizărilor referitoare la integritatea şi funcţionarea SNT în condiţii de siguranţă (art.11 alin(2))	95%	100%
IP8–Obligaţiile OST de informare a solicitanţilor/ utilizatorilor, decurgând din alte reglementări ale ANRGN (art.12)	95%	100%
IP11 – Indicatori de siguranţă (art.15 (1) lit. (a)) RCA	maximum 8,3%	7,0%
(art.15 (1) lit. (b)) NAP	0.8	0.04
(art.15 (1) lit. (c)) NAPT	0.1	0.00

Tabel 14 – Gradul de realizare al indicatorilor de performanţă ai serviciului de transport gaze naturale pentru anul 2013

IP10-Tel Verde: 0800872674 se găseşte pe pagina de internet a societăţii www.transgaz.ro

Numărul total de apeluri primite în anul 2013 -23 apeluri Conţinutul apelurilor:

• solicitare informaţii despre dividende 2 apeluri;
• solicitare informaţii despre avize tehnice 2 apeluri;
• despre activitatea SNTGN Transgaz SA Mediaş 6 apeluri;
• informare eveniment 1 apel;
• verificare funcţionalitate TEL VERDE 1 apel;
• greşeală 11 apeluri.

Modul de soluţionare a problemelor semnalate - Toate apelurile telefonice au fost rezolvate operativ.

Alţi indicatori de performanţă

În anul 2013, managementul companiei a întreprins o serie de măsuri organizaţionale şi tehnico-economice ce au permis atât optimizarea capitalului de imagine şi reputaţional al companiei în raport cu părţile interesate cât şi dezvoltarea unui climat organizational mult mai eficient, mai responsabil şi mai transparent în ceea ce priveşte activitatea desfăşurată şi gestionarea resurselor angajate, alinierea la cerinţele reglementărilor europene şi naţionale incidente activităţii de transport gaze naturale.

3. ANALIZA ACTIVITĂŢII SOCIETĂŢII

3.1 Analiza activităţii operaţionale

3.1.1 Cadrul de reglementare

Obiectul principal de activitate al Transgaz are - cod CAEN 4950 - Transporturi prin conducte - activitate definită de lege ca fiind activitatea organizată pentru vehicularea gazelor naturale prin Sistemul Naţional de Transport gaze naturale (SNT) sau prin alte sisteme de transport.

De asemenea, Transgaz desfăşoară complementar şi alte activităţi conexe/secundare pentru susţinerea obiectului principal de activitate în conformitate cu legislaţia în vigoare şi Actul Constitutiv, actualizat.

Potrivit cadrului de reglementare aplicabil sectorului de gaze naturale, Transgaz desfăşoară activitatea de transport al gazelor naturale în baza legislaţiei sectoriale specifice, a Acordului de concesiune încheiat cu Agenţia Naţională de Resurse Minerale, aprobat prin H.G. nr.668/2002, cu modificările şi completările ulterioare şi a Licenței de operare a sistemului de transport al gazelor naturale nr.1933 acordată prin Decizia nr.3911/20.12.2013 emisă de Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE).

Activitatea de transport al gazelor naturale constituie serviciu public de interes naţional fiind inclusă în segmentul reglementat al pieţei 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 Naţional de transport al gazelor naturale, aprobat prin Ordinul presedintelui ANRE nr.16/27 martie 2013 cu modificările şi completările ulterioare.

Un alt act normativ cu importanță deosebită asupra activității Transgaz îl reprezintă Ordinul ANRE nr.34/2013 privind aprobarea Regulamentului pentru acordarea autorizațiilor de înființare și a licențelor în sectorul gazelor naturale.

3.1.2 Activitatea de transport intern al gazelor naturale

Activitatea de transport al gazelor naturale este reglementată de către ANRE prin Ordinul nr.22/25 mai 2012 de aprobare a Metodologiei pentru aprobarea preţurilor şi stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale.

În cursul anului 2013 tarifele reglementate pentru prestarea serviciilor de transport al gazelor naturale prin SNT au fost stabilite pe baza următoarelor acte normative:

• Ordin ANRE nr. 76/27 august 2009 aplicat în perioada 1 ian. 2013 31 mar.2013;
• Ordin ANRE nr. 13/13 martie 2013 aplicat în perioada 1 apr.2013 30 iun. 2013;
• Ordin ANRE nr. 39/19 iunie 2013 aplicat în perioada 1 iul. 2013 31 dec. 2013;

Serviciul transport gaze naturale asigură îndeplinirea sarcinilor ce revin Transgaz din programul propriu şi anume, de a oferi utilizatorilor reţelei servicii de acces la SNT pe baza unor condiţii şi clauze contractuale echivalente, nediscriminatorii şi transparente.

Contractele de transport semnate cu beneficiarii serviciilor sunt conforme contractuluicadru reglementat şi asigură cadrul legal pentru prestarea serviciilor ferme şi întreruptibile de transport.

Prestarea serviciului de transport desemnează ansamblul de activităţi şi operaţiuni desfăsurate pentru şi în legătură cu rezervarea capacităţii de transport şi transportul prin SNT al cantităţilor determinate de gaze naturale.

Transportul cantităţilor 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 ieşirea din SNT, gazele naturale necesare acoperirii pierderilor din SNT fiind în responsabilitatea Transgaz.

Prin serviciile de transport contractate pe perioada anului 2013 s-a realizat transportul cantităţii totale de 119.741.363,083 MWh, capacitatea rezervată în acest scop fiind 35.419,829 MWh/h capacitate fermă şi 314,955 MWh/h capacitate întreruptibilă.

Pentru acoperirea pierderilor din SNT precum şi pentru consumul tehnologic propriu în anul 2013, Transgaz a achiziţionat o cantitate de 1.662.340,332 MWh (160.139,982 mii mc) gaze naturale.

În conformitate cu prevederile Ordinului ANRE nr.76/23.10.2013 privind aprobarea nivelului stocului de gaze naturale aferent SNTGN Transgaz SA, art.3, alin.1, au fost contractate serviciile de rezervare de capacitate în depozitele de înmagazinare subterană pentru menţinerea în stoc a cantităţii de 212.000 MWh gaze naturale, destinate asigurării echilibrării sistemului şi exploatării în condiţii de siguranţă a acestuia.

Ponderea celor mai importanţi beneficiari ai serviciului de transport intern al gazelor naturale în anul 2013 este prezentată în graficul de mai jos:

Grafic 19 – Ponderea principalilor utilizatori ai SNT în anul 2013

3.1.3 Activitatea de transport internaţional al gazelor naturale

Activitatea de transport internaţional al gazelor naturale, pentru că se desfăşoară prin conducte dedicate care nu sunt interconectate cu sistemul naţional de transport (SNT), nu este considerată activitate reglementată, iar tarifele au fost stabilite pe baze comerciale prin negocieri între părţi.

Activitatea de transport internaţional gaze naturale asigură tranzitarea gazelor naturale din Federaţia Rusă spre Bulgaria, Turcia, Grecia si alte ţări, prin intermediul a trei conducte magistrale, între Isaccea şi Negru-Vodă. Această activitate se desfăşoară în baza a trei contracte încheiate între Transgaz şi Bulgargaz EAD (Bulgaria), respectiv Gazprom Export (Federaţia Rusă). Cadrul legal pentru încheierea contractelor îl constituie următoarele acorduri interguvernamentale:

Fig.1- Conductele de transport internaţional gaze naturale

• Convenţia 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;
• Convenţia între guvernele R.S.R. şi U.R.S.S. privind tranzitul pe teritoriul R.S.R. a gazelor naturale din U.R.S.S. către Turcia, Grecia si alte ţări, semnată la data de 29 decembrie 1986;

• Convenţia între guvernele României şi Federaţiei Ruse privind extinderea capacităţii conductelor de tranzit gaze naturale pe teritoriul României, pentru creşterea livrărilor de gaze naturale din Federaţia Rusă în terţe ţări şi în România, semnată la data de 25 octombrie 1996;

• Acordul de cooperare în sectorul energetic încheiat în 29 octombrie 2002 între Ministerul Energiei şi Resurselor Energetice din Bulgaria şi Ministerul Industriei şi Resurselor din România.

Convenţiile încheiate cu partea rusă au fost denunţate prin H.G. nr.1278/27 decembrie 2011, în baza prevederilor art.351, alin.2 din Tratatul privind funcţionarea 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 prin două acte adiţionale până la data de 31 decembrie 2015;
• Contractul nr.643/00157629/210247 din 24 septembrie 1999, valabil până la data de 31 decembrie 2023.

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

3.1.4 Alte activităţi

Alte activităţi cu o contribuţie marginală la cifra de afaceri a societăţii sunt reprezentate de vânzările de active, chiriile şi redevenţele. Ponderea principalelor activităţi în veniturile din exploatare este prezentată grafic mai jos:

Grafic 20- Evoluţia ponderii principalelor activităţi în veniturile din exploatare în perioada 2011-2013

3.1.5 Evaluarea activităţii de prestare a serviciului de transport gaze naturale

Transgaz este singurul operator de transport gaze naturale din România. În tabelul de mai jos este prezentată evoluţia prestărilor serviciilor de transport intern şi international al gazelor naturale pentru perioada 2011-2013.

Specificaţii	Realizări (mii lei)		Dinamica (%)
	2011	2012	2013
1	2	3	4	5=3/2*100	6=4/3*100	7=4/2*100
Venituri din activitatea de transport intern	1.092.023	1.052.112	1.210.480	96.35	115.05	110.85
Venituri din activitatea de transport internaţional	244.956	275.875	268.537	112.62	97.34	109.63

Tabel 15 – Evoluţia veniturilor din transportul intern şi international al gazelor naturale în perioada 2011-2013

Activitatea de transport gaze naturale prin SNT vizează peste 90% din gazele naturale consumate în România şi din acest motiv se poate considera că societatea nu se confruntă cu situaţii concurenţiale în domeniu, nu depinde în mod semnificativ de un client sau un grup de clienţi din portofoliul său.

Realizări 2013 versus Realizări 2012

Situaţia rezultatelor financiare realizate la 31 decembrie 2013 faţă de realizările perioadei similare ale anului 2012 este prezentată în tabelul de mai jos:

mii lei

Denumirea	Realizat 2012	Realizat 2013	Crestere
1	2	3	4=3/2x100-100
Venituri din activitatea de exploatare	1.365.369	1.516.640	11%
Venituri financiare	54.789	40.721	-26%
TOTAL VENITURI	1.420.158	1.557.361	10%
Cheltuieli de exploatare	998.817	980.843	-2%
Cheltuieli financiare	26.795	146.586	447%
TOTAL CHELTUIELI	1.025.612	1.127.429	10%
PROFITUL BRUT (rd.3.-rd.6.)-total, din care:	394.546	429.932	9%
 din exploatare	366.552	535.798	46%
 din activitatea financiară	27.994	-105.865	X
Impozitul pe profit	113.404	100.045	-12%
Venituri din impozitul pe profit amânat	49.793	4.604	-91%
PROFITUL NET	330.936	334.491	1%

Tabel 16- Rezultate financiare 2013 vs rezultate financiare 2012

Grafic 21 - Rezultate financiare 2013 vs rezultate financiare 2012 (mii lei)

Veniturile totale cresc cu 10% fată de realizările anului 2012, înregistrându-se o depăşire de 137.202 mii lei.

Veniturile au fost influenţate în principal de următorii factori:

• tariful de rezervare capacitate mai mare fată de anul 2012 cu 0,812 lei/MWh, cu o influenţă pozitivă de 253.026 mii lei;
• cantitatea de gaze transportate mai mică cu 10.725.281 MWh/1.014.634 mii mc (8%), cu o influenţă negativă de 80.440 mii lei;
• componenta volumetrică a tarifului de transport mai mică 0,076 lei/MWh, cu o influenţă negativă de 9.159 mii lei;
• veniturile din serviciile de transport internaţional gaze naturale mai mici fată de anul 2012 cu 7.338 mii lei, din cauza unui curs mediu de schimb lei/EURO, respectiv lei/USD, mai mic decât cel realizat în anul 2012;
• veniturile financiare cu o influenţă negativă de 14.068 mii lei pe seama diminuării depozitelor bancare ale societăţii.

Cheltuielile totale cresc cu 10% fată de anul 2012, nivelul acestora fiind cu 101.817 mii lei mai mare.

Cheltuielile de exploatare sunt mai mici cu 2% fată de anul 2012, respectiv cu 17.975 mii lei.

S-au înregistrat economii de 101.416 mii lei, în principal, la următoarele elemente de cheltuieli:

• consum si pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 23.425 mii lei datorită a doi factori:
• cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică fată de anul 2012 cu 879.325 MWh/79.082 mii mc (35%), cu o influenţă favorabilă de 41.144 mii lei;
• pretul mediu de achiziţie estimat pe anul 2013 mai mare fată anul 2012 cu 10,659 lei/MWh, cu o influenţă negativă de 17.719 mii lei;
• lucrări şi servicii executate de terţi: 38.223 mii lei;
• alte cheltuieli de exploatare: 38.063 mii lei pe seama cheltuielilor cu provizioanele mai mari în anul 2012.

S-au înregistrat depăşiri de 83.441 mii lei, din care menţionăm următoarele elemente de cheltuieli:

• impozit monopol: 40.121 mii lei;
• amortizarea mijloacelor fixe: 16.340 mii lei;
• cheltuieli cu personalul: 11.244 mii lei;
• redeventa pentru concesionarea SNT: 15.103 mii lei.

Cheltuielile financiare au înregistrat o depăşire de 119.791 mii lei pe seama provizionului de 132.591 mii lei constituit pentru deprecierea participaţiei Transgaz la capitalul social al Nabucco Gas Pipeline International GmbH, consecinţă a neselectării proiectului Nabucco Vest ca rută de transport a gazelor naturale, astfel:

• suma de 110.671 mii lei reprezentând contribuţia din surse proprii Transgaz;
• suma de 21.920 mii lei reprezentând finanţare din partea consorţiului Shah Deniz.

Comparativ cu realizările la 31 decembrie 2012 profitul brut pe anul 2013 este mai mare cu 9%, respectiv cu 35.386 mii lei.

Realizări 2013 versus Buget 2013

Fundamentarea indicatorilor din Bugetul de venituri si cheltuieli pe anul 2013 aprobat s-a efectuat în conformitate cu prevederile legale în vigoare la data elaborării fără a tine cont de normele privind aplicarea IFRS-UE.

Principalii indicatori economico-financiari estimaţi pentru anul 2013, comparativ cu prevederile din BVC sunt prezentaţi în tabelul de mai jos:

			mii lei
Denumirea	BVC 2013	Realizat 2013 IFRS	Crestere
1	2	3	4=3/2x100-100
Venituri din activitatea de exploatare	1.561.638	1.516.640	-3%
Venituri financiare	45.883	40.721	-11%
TOTAL VENITURI	1.607.521	1.557.361	-3%
Cheltuieli de exploatare	1.232.866	980.843	-20%
Cheltuieli financiare	32.184	146.586	355%
TOTAL CHELTUIELI	1.265.050	1.127.429	-11%
REZULTATUL BRUT (rd.3.- rd.6.), din care:	342.471	429.932	26%
 din exploatare	328.772	535.798	63%
 din activitatea financiară	13.699	-105.865	x
Impozitul pe profit	70.547	100.045	42%
Venituri din impozitul pe profit amânat		4.604	X
PROFITUL NET	271.924	334.491	23%

Tabel 17 - Rezultate financiare 2013 vs Buget 2013

Grafic 22- Rezultate financiare 2013 vs Buget 2013 (mii lei)

Veniturile totale sunt mai mici cu 3% fată de prevederile BVC, înregistrându-se o scădere de 50.160 mii lei.

Veniturile au fost influenţate de următorii factori:

• Serviciile de transport gaze care au înregistrat o scădere de 37.566 mii lei, din cauza:
• tarifului de rezervare capacitate mai mare fată de cel planificat cu 0,813 lei/MWh/oră, cu o influenţă pozitivă de 253.026 mii lei;
• cantitătii de gaze transportate mai mică fată de cea planificată cu 24.444.035 MWh/2.334.477 mii mc (17%) cu o influenţă negativă de 199.252 mii lei;
• tarifului volumetric de transport mai mic faţă de cel planificat cu 0,728 lei/MWh, cu o influenţă negativă de 87.152 mii lei.

Mentionăm că, odată cu aprobarea de către ANRE de noi tarife de transport începând cu 1 aprilie 2013, ponderea cheltuielilor fixe în venitul total a crescut de la 6% la 35% si ca urmare a crescut componenta de rezervare a capacităţii a tarifului de transport, respectiv a scăzut componenta volumetrică.

• Veniturile din serviciile de transport international gaze naturale înregistrează o scădere de 10.525 mii lei din cauza unui curs mediu de schimb lei/EURO respectiv lei/USD mai mic decât cel prognozat;
• Alte venituri din exploatare înregistrează o diferenţă favorabilă de 3.094 mii lei;
• Veniturile financiare au înregistrat o scădere fată de nivelul din BVC de 5.162 mii lei (venituri din dobânzi şi diferenţe de curs) cauzată de nivelul mai scăzut al depozitelor bancare ale societăţii faţă de cel estimat.

Cheltuielile totale înregistrează o scădere de 11% fată de programul aprobat, nivelul acestora fiind cu 137.621 mii lei mai mic decât prevederile din BVC.

Cheltuielile de exploatare sunt mai scăzute cu 20% fată de BVC aprobat, respectiv cu 252.023 mii lei.

S-au înregistrat economii de 257.483 mii lei, în principal, la următoarele elemente de cheltuieli:

• consum şi pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 88.316 mii lei, datorită a doi factori:
• cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică fată de program cu 1.480.373 MWh/136.146 mii mc (47%), cu o influenţă favorabilă de 86.586 mii lei;
• preţul mediu de achiziţie realizat mai mic fată de cel prevăzut în BVC cu 1,040 lei/MWh cu o influenţă pozitivă de 1.729 mii lei;
• amortizare: 40.181 mii lei. Diminuarea amortizării a fost determinată de evaluarea imobilizărilor la cost istoric inflatat şi de aplicarea prevederilor IFRIC 12 "Angajamente de concesiune a serviciilor", ca urmare a aplicării de către Transgaz a Standardelor Internaţionale de Raportare Financiară începând cu anul 2012, în conformitate cu prevederile Ordinului MFP nr. 881/2012 privind aplicarea de către societăţile comerciale ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piaţă reglementată a Standardelor Internaţionale de Raportare Financiară;
• lucrări şi servicii terţi: 84.373 mii lei;
• cheltuieli cu personalul: 20.363 mii lei;
• cheltuieli cu materialele: 16.644 mii lei;
• alte impozite şi taxe: 1.522 mii lei;
• impozitul pe monopol: 5.699 mii lei.

S-au înregistrat depăşiri de 5.460 mii lei, în principal pe seama altor cheltuieli de exploatare.

Cheltuielile financiare au depăşit nivelul prevăzut în BVC cu 114.402 mii lei din cauza constituirii provizionului pentru deprecierea activelor financiare ca urmare a neselectării proiectului Nabucco Vest ca rută de transport al gazelor naturale.

Profitul brut este cu 26% mai mare faţă de program, nivelul acestuia fiind cu 87.462 mii lei superior prevederilor din BVC, iar profitul net cu 23% mai mare, respectiv cu 62.567 mii lei decât cel programat.

Realizări 2013 versus plan de administrare 2013

Principalii indicatori economico-financiari realizaţi pentru anul 2013, comparativ cu planul de administrare al SNTGN Transgaz SA pe anul 2013 aprobat prin Hotărârea AGOA nr.9/23 septembrie 2013 sunt prezentaţi în tabelul de mai jos:

				mii lei
Nr. crt.	Denumirea	Plan de administrare	Realizat 2013	Creştere
0	1	2	3	4=3/2x100-100
1.	Venituri din activitatea de exploatare	1.548.060	1.516.640	-2%
2.	Venituri financiare	22.264	40.721	83%
3.	TOTAL VENITURI	1.570.324	1.557.361	-1%
4.	Cheltuieli de exploatare	1.141.342	980.843	-14%
5.	Cheltuieli financiare	132.415	146.586	11%
6.	TOTAL CHELTUIELI	1.273.757	1.127.429	-11%
7.	REZULTATUL BRUT (rd.3.- rd.6.), din care:	296.567	429.932	45%
	 din exploatare	406.718	535.797	32%
	 din activitatea financiară	-110.151	-105.865	X
8.	Impozitul pe profit	71.703	100.045	40%
9.	Venituri din impozitul pe profit amânat	5.281	4.604	-13%
9.	PROFITUL NET	230.146	334.491	45%

Tabel 18 – Realizări 2013 vs Plan de administrare

Veniturile totale realizate sunt mai mici cu 1% faţă de programul de administrare înregistrându-se o nerealizare de 12.962 mii lei.

Veniturile au fost influenţate de următorii factori:

• Serviciile de transport de gaze naturale care au înregistrat o scădere de 19.410 mii lei determinată, în principal, de cantitatea de gaze transportată mai mică cu 2.681.932 MWh faţă de plan;
• Veniturile din serviciile de transport internaţional de gaze naturale înregistrează o scădere de 4.496 mii lei din cauza unui curs mediu de schimb lei/EURO, respectiv lei/USD, mai mic decât cel prognozat;
• Alte venituri din exploatare înregistrează o diferenţă nefavorabilă de 7.514 mii lei;
• Veniturile financiare au înregistrat o creştere faţă de nivelul din planul de administrare de 18.457 mii lei în principal pe seama finanţării primite de la Shah Deniz pentru majorare capital Nabucco.

Cheltuielile totale realizate sunt cu 11% mai mici faţă de planul de administrare aprobat, nivelul acestora fiind cu 146.328 mii lei mai mic.

Cheltuielile de exploatare sunt mai mici cu 14% faţă de nivelul din planul de administrare.

S-au înregistrat economii de 164.440 mii lei, în principal, la următoarele elemente de cheltuieli:

• consum şi pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 68.898 mii lei, datorită a doi factori:
• cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică faţă de program cu 1.035.200 MWh, cu o influenţă favorabilă de 63.089 mii lei;
• preţul mediu de achiziţie realizat mai mic cu 3,49 lei/MWh cu o influenţă pozitivă de 5.809 mii lei;
• lucrări şi servicii terţi: 63.990 mii lei;
• cheltuieli cu materialele: 4.016 mii lei;
• cheltuieli cu alte impozite şi taxe: 686 mii lei;
• redevenţă concesionare SNT: 2.391 mii lei;
• impozitul pe monopol: 2.342 mii lei.

S-au înregistrat depăşiri de 3.941 mii lei la taxa de acordare licenţă pentru operarea SNT (263 mii lei) şi alte costuri de exploatare (3.639 mii lei).

Cheltuielile financiare sunt mai mari faţă de nivelul din planul de administrare cu 14.171 mii lei, în principal pe seama provizionului aferent finanţării primite de la Shah Deniz pentru majorare capital Nabucco.

Profitul brut este cu 45% mai mare faţă de planul de administrare, nivelul acestuia fiind cu 133.366 mii lei superior, iar profitul net cu 45%, respectiv cu 104.345 mii lei.

Grafic 24 – Realizări 2013 vs Realizări 2012, BVC 2013, Plan de Administrare

	Realizat 2013/ Realizat 2012	Realizat 2013 / BVC 2013	Realizat 2013 / Plan de Administrare
TOTAL VENITURI	110%	97%	99%
TOTAL CHELTUIELI	110%	89%	89%
REZULTATUL BRUT	109%	126%	145%
Impozitul pe profit	88%	142%	140%
PROFITUL NET	101%	123%	145%

Tabel 19 – Realizări 2013 în vs nivel realizări 2012, BVC 2013, Plan de administrare (%)

Grafic 25 - Realizări 2013 în vs nivel realizări 2012, BVC 2013, Plan de administrare (%)

3.1.6 Evaluarea activităţii de proiectare-cercetare

Activitatea departamentului de proiectare-cercetare în anul 2013 s-a desfăşurat pe două direcţii: proiectare şi cercetare ştiinţifică.

Activitatea de proiectare

În cursul anului 2013 în cadrul departamentului s-au abordat un număr de 193 lucrări de proiectare dintre care s-au avizat în CTE Transgaz un număr de 80 lucrări cu o valoare totală a investiţiei de 205.568.562 lei, după cum urmează:

• 3 Studii de soluţie;
• 71 lucrări de investiţii;
• 4 lucrări de mentenanţă;
• 2 lucrări de acord acces la SNT;

restul lucrărilor fiind în diverse stadii de elaborare.

Grafic 26– Numărul lucrărilor de proiectare abordate şi avizate în CTE Transgaz în anul 2013

Lucrări importante abordate:

• În cadrul proiectului SCADA s-au elaborat proiecte tehnice pentru 34 noduri tehnologice aferente etapei a III–a;
• Conducta de interconectare Ungheni-Iaşi în vederea asigurării interconectării sistemelor naţionale de transport gaze naturale ale României cu Republica Moldova;
• Dezvoltarea pe teritoriul României a Sistemului Naţional de Transport Gaze Naturale pe coridorul Bulgaria-România-Ungaria-Austria- s-a finalizat studiul de prefezabilitate şi s-au demarat lucrările pentru elaborarea studiului de fezabilitate. În paralel s-a abordat proiectul tehnic privind Conducta de transport gaze naturale Ø 32" Băcia - Haţeg –Recaş;
• Modernizare staţie turbocompresoare Şinca şi instalaţii aferente s-a demarat elaborarea studiului de fezabilitate.

De asemenea, în cursul anului 2013 s-a acordat asistenţă tehnică lucrărilor aflate în execuţie.

În ce priveşte Proiectarea conductei Nabucco pe teritoriul României activităţile desfăşurate pe parcursul anului 2013 de către Departamentul Proiectare si Cercetare au fost:

• Finalizarea traseului conductei;
• Obţinerea de avize şi acorduri de la autorităţile relevante

În data de 17.10.2013 s-a semnat Acordul de reziliere între Compania Nabucco Gas Pipeline International GMBH şi Consorţiul format din SNTGN Transgaz SA Mediaş, SC Petrostar SA Ploieşti şi SC Gazproiect SA Braşov (Asociaţia TPG).

Ca urmare s-au desfăşurat activităţi de management de proiect (încheiere acte adiţionale şi acorduri de reziliere cu Compania Nabucco şi cu subcontractorii de specialitate, protocoale cu membrii Asociaţiei de Proiectare, negocieri etc.).

SNTGN Transgaz SA prin Departamentul Proiectare Cercetare a încasat în cursul anului 2013:

• 365.194,99 EUR din activitatea de proiectare şi management de proiect ;
• 302.106,24 EUR urmare a încheierii cu membrii Asociatiei TPG a Protocolului privind alocarea şi repartizarea procentuală a fondului de rezervă aferent Scopului Extins de lucru (inclusiv subtraversare Dunăre) din contractul de proiectare locală a conductei Nabucco pe teritoriul României

Activitatea de cercetare

S-a desfăşurat conform Programului de Cercetare Ştiinţifică, Inovare Tehnologică si Standardizare pe anul 2013 şi a cuprins 14 teme de cercetare, dintre care 2 au fost teme aflate în derulare din anii 2010-2011, iar celelalte 12 au constituit teme noi pe anul 2013.

În cursul anului s-a finalizat o temă privind utilizarea surselor de energie neconvenţională pentru alimentarea cu energie electrică a echipamentelor şi instalaţiilor din SNT cu o valoare de 300.000 lei.

În cadrul departamentului a fost demarată tema privind elaborarea de cerinţe tehnice la proiectarea instalaţiilor tehnologice aferente SNT, cu o valoare totală de 450.000 lei.

De asemenea s-au desfăşurat activităţi referitoare la stabilirea soluţiilor noi privind reducerea zgomotului la staţiile de comprimare şi cercetări privind asimilarea unor microgeneratoare electrice acţionate cu motoare pneumatice pe gaze naturale.

Pentru realizarea a 5 dintre temele noi s-au încheiat contracte cu universităţi si instituţii de cercetare de specialitate, având o valoare totală de 490.500 lei

3.1.7 Evaluarea activităţii de aprovizionare

Achiziţiile pentru asigurarea bazei tehnico-materiale se realizează pe bază de contracte ferme sau comenzi, cu respectarea legislaţiei în vigoare, atât de pe piaţa internă cât şi din import.

3.1.8 Achiziţii şi înstrăinări de active

Cu excepţia achiziţiilor de active necesare desfăşurării şi dezvoltării activităţii, precum şi a celor scoase din funcţiune în condiţiile legii, societatea nu a înregistrat alte operaţiuni de această natură în decursul anului 2013.

3.1.9 Audit intern şi extern al activităţii societăţii

Activitatea de Audit public intern este organizată la nivelul Transgaz prin înfiinţarea 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 exerciţiu 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 funcţie de analiza riscurilor activităţilor entităţii, analiză care se efectuează la finele fiecărui an calendaristic de către Consiliul de Administraţie.

Auditarea situaţiilor financiare pe anul 2013 s-a efectuat de auditorii firmei "PricewaterhouseCoopers Audit SRL" (PwC).

3.1.10 Evaluarea activităţii de resurse umane şi dialog social

La data de 31 decembrie 2013, SNTGN Transgaz SA înregistra un număr de 4.901 angajaţi cu contracte individuale de muncă, din care 4.883 pe perioadă nedeterminată şi 18 pe perioadă determinată.

Evoluţia numărului de angajaţi al societăţii în perioada 2011 - 2013 este prezentată în tabelul de mai jos:

Specificaţie	2011	2012	2013
Număr de salariaţi la începutul perioadei	4.970	4.962	4.978
Număr de persoane nou angajate	114	117	65
Număr de persoane care au încetat raporturile de muncă cu	122	101	142
societatea
Număr de salariaţi la sfârşitul perioadei	4.962	4.978	4.901

Tabel 20– Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2011-2013

Grafic 27- Evoluţia numărului de angajaţi în perioada 2011-2013

Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii, relevă interesul societăţii de a acoperi nevoile de personal prin angajarea de specialişti cu înaltă calificare precum şi perfecţionarea continuă a personalului existent:

Categorie	31.12.2011	31.12.2012	31.12.2013
Absolvenţi studii superioare	1.001	1.069	1.096
Absolvenţi studii liceale	1.605	1.597	1.565
Absolvenţi studii profesionale	922	917	896
Absolvenţi studii generale + curs de	1.434	1.400	1.344
calificare
TOTAL angajaţi	4.962	4.978	4.901

Tabel 21– Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2011-2013

Grafic 28- Evoluţia structurii personalului pe categorii de studii în perioada 2011-2013

În domeniul formării şi perfecţionării continue a salariaţilor, în cursul anului 2013 au fost organizate cursuri de formare profesională şi perfecţionare cu formatori interni pentru 1.183 de salariaţi, în meserii specifice domeniului de activitate al societăţii.

În aceeaşi perioadă un număr de 785 salariaţi au participat la cursuri organizate cu formatori externi.

La 31 decembrie 2013 gradul de sindicalizare al forţei de muncă era de 98.76%, din totalul de 4.901 salariaţi 4.840 fiind membri de sindicat.

Există 4 organizaţii sindicale la care sunt înscrişi angajaţii SNTGN Transgaz, şi anume:

• Sindicatul "Transport Gaz" Mediaş
• Sindicatul Liber SNTGN TRANSGAZ SA Mediaş
• Sindicatul Cercetare Tehnologie"CERTEH" Mediaş
• Sindicatul Profesional"Metan" Mediaş.

Sindicatul "TRANSPORT GAZ MEDIAŞ" este sindicatul reprezentativ la nivel de unitate, conform prevederilor Legii nr.62/2011 a Dialogului Social, art.51. lit.c., motiv pentru care a reprezentat angajaţii societăţii la încheierea Contractului colectiv de muncă pe anii 2012 – 2014.

Raporturile dintre angajator şi angajaţi sunt reglementate prin Contractul colectiv de muncă la nivelul societăţii, înregistrat la ITM Sibiu sub nr. 158/25.06.2012 precum şi prin contractele individuale de muncă ale salariaţilor.

Raporturile dintre angajator şi angajaţi se încadrează în prevederile legale în vigoare, pe parcursul anului 2013 neexistând elemente conflictuale în legătură cu aceste raporturi.

3.1.10 Evaluarea activităţii HSSEQ

Este prezentată în Anexa nr.2 şi cuprinde aspecte privind:

• Responsabilitatea emitentului cu privire la mediul înconjurător;
• Cadrul legal incident şi stadiul autorizărilor;
• Inspecţii şi sancţiuni;
• Reducerea impactului asupra mediului;
• Managementul mediului;
• Preocupările în domeniul securitătii si sănătătii în muncă în anul 2013;
• Măsuri organizatorice, tehnice, igienico-sanitare şi de altă natură;
• Cheltuielile SSM;
• Cheltuieli pe coduri SSM.

3.1.11 Litigii

Conform Registrului de cauze păstrat de Serviciul Juridic şi Contencios, situaţia litigiilor în care SNTGN Transgaz SA Mediaş a fost implicată în anul 2013 se prezintă astfel:

• 68 de cauze în care Transgaz a avut calitatea de reclamantă cât şi de pârâtă, din care:
• 41 cauze în calitate de reclamantă;
• 25 cauze în calitate de pârâtă;
• • 2 cauze în calitate de terţ poprit:

Soluţii:

• 9 cauze cu soluţii favorabile Transgaz;
• 4 cauze pierdute;
• 1 suspendat;
• 54 cauze în curs de soluţionare.

Grafic 29- Structura şi numărul cauzelor litigioase în care a fost implicată societatea în anul 2013

Grafic 30 - Modul de soluţionare al cauzelor litigioase în care a fost implicată societatea în anul 2013

• Valori cauze în care Transgaz are calitatea de reclamant : 85.871.712 lei plus 3.656 euro;
• Valori cauze în care Transgaz are calitatea de pârâtă: 6.008.407,69 lei plus 241.660 euro.

SNTGN Transgaz SA - Raportul administratorilor pe anul 2013 - Situaţii Financiare Individuale Auditate Page 39

3.1.12 Alte aspecte privind activitatea societăţii

Proiectul Nabucco

În data de 18.01.2013 s-au semnat, sub rezerva obţinerii aprobărilor interne, Acordul de cooperare (CoA) şi Acordul de finanţare şi opţiune de contribuţie la capitalul social al Nabucco Gas Pipeline International GmbH (EFA) între asociaţii Nabucco, Nabucco Gas Pipeline International GmbH Austria (NIC) şi potenţialii investitori din consorţiul Shah Deniz. A.G.A. Transgaz a aprobat aceste acorduri în cadrul şedinţei ce a avut loc în data de 04.03.2013 (Hotărârea nr. 4/2013).

Precizăm totodată faptul că în data de 01.03.2013 s-a finalizat tranzacţia de vânzarea către OMV Gas&Power GmbH Austria a pachetului integral de părţi sociale deţinut de către RWE Supply&Trading GmbH Germania în NIC (17,38%).

Conform prevederilor CoA şi EFA potenţialii investitori din consorţiul Shah Deniz au contribuit la finanţarea costurilor de dezvoltare ale proiectului în procentele prevăzute: 50% pentru prima perioadă de finanţare (01.07.2012-31.12.2012), 70% pentru cea dea doua perioadă de finanţare (01.01.2013-31.03.2013) şi 80% pentru cea de-a treia perioadă de finaţare (01.04.2013-30.06.2013).

Cu o parte din aceste sume s-a realizat majorarea capitalului social NIC (25.000.000 euro) în numele asociaţilor Nabucco, restul (13.500.000 euro) ramânând într-un cont escrow la dispozitia tuturor părţilor, urmând a se distribui la momentul reconcilierii, moment declanşat de o decizia pozitivă de selectare sau de terminarea EFA.

În data de 25 iunie 2013, la Viena în prezenţa asociaţilor NIC, consorţiul Shah Deniz a comunicat decizia sa cu privire la selectarea traseului de transport al gazelor către Europa, între Trans Adriatic Pipeline (TAP) şi Nabucco Vest. Decizia luată a fost nefavorabilă proiectului Nabucco Vest, motivarea oferită în acest sens vizând în principal aspectele comerciale ale proiectelor concurente.

Lipsa de perspectivă a proiectului Nabucco în contextul deselectării acestuia de către Consorţiul Shah Deniz şi a incertitudinii punerii în operă a unor zăcăminte noi de gaze în viitorul previzibil în zona Mării Caspice şi a Orientului Mijlociu a determinat asociaţii Nabucco să ia decizia lichidării companiei de proiect şi a Companiilor Naţionale Nabucco (NNC-uri), lichidare voluntară şi controlată de asociaţii NIC realizată prin intermediul unui lichidator.

În vederea realizării acestui deziderat şi pentru a asigura cash-ul necesar lichidării Companiilor Nabucco, NIC a transmis asociaţilor o solicitare de numerar în valoare de 6.694.174,67 euro, din care cota parte care revenea Transgaz 1.338.834,93 euro.

FGSZ Ungaria nu a participat la finanţare. Această solicitare de numerar a fost onorată până la sfârşitul lunii august 2013 şi a fost urmată de o majorare echivalentă a capitalului social.

În cursul trimestrului IV NIC a depus cererea de lichidare la Tribunalul Comercial din Viena. Lichidarea NIC trebuie precedată în mod obligatoriu de lichidarea NNC-urilor.

Având în vedere faptul că NNC-urile sunt guvernate de legislaţii diferite, care prevăd perioade de lichidare diferite, acest proces va fi unul îndelungat şi anevoios, care se estimează că poate dura până la 18 luni.

Sumele care vor rămâne în patrimoniul companiei la sfârşitul procesului de lichidare se vor distribui între asociaţii de drept ai acesteia.

Participaţia celor 6 asociaţi în cadrul Companiei Nabucco Gas Pipeline International GmbH la data de 31.12.2013 este următoarea:

Asociat	Participaţie în capitalul social NIC (%)
OMV GAS &POWER GMBH Austria	35.8635%
FGSZ FÖLDGÁZSZÁLLÍTÓ ZÁRTKÖRÜEN MÜKÖDÖ RÉSZVÉNYTÁRSASÁG Ungaria	10.3411%
S.N.T.G.N. TRANSGAZ S.A. România	17.9318%
BULGARIAN ENERGY HOLDING EAD Bulgaria	17.9318%
BORU HATLARI ILE PETROL TAŞIMA AŞ Turcia	17.9318%
Total:	100.0000%

Tabel 22- Participaţia asociaţilor în cadrul Nabucco Gas Pipeline International GmbH la data de 31.12.2013

Evenimente ulterioare datei de 31.12.2013

Reconcilierea sumelor din contul escrow este în curs de negociere. Se întrevede rezolvarea pe cale amiabilă a acestui proces, în vederea evitării arbitrajului care implică costuri suplimentare, durată nedefinită si rezultate incerte.

În acest sens se intenţionează semnarea unui Acord de reconciliere.

Distribuirea activelor este în curs de finalizare. Asociaţii NIC au elaborat "Lista cuprinzând documente NIC cu/fără valoare comercială".

Odată ce lichidatorul va stabili legalitatea distribuirii documentelor fără valoare comercială, acestea urmează să fie imediat distribuite asociaţilor pe benzi magnetice (fiecare asociat primind un set complet).

Activele considerate cu valoare comercială vor putea fi distribuite către asociaţi doar la finele perioadelor de blocaj.

Oferta publică secundară de vânzare a pachetului de acţiuni reprezentând 15% din capitalul societăţii

În conformitate cu prevederile HG nr.827/2010 ME-OPSPI a oferit spre vânzare prin ofertă publică secundară de vânzare acţiuni un număr de 1.766.077 acţiuni ordinare, nominative, dematerializate, cu o valoare nominală de 10 RON emise de Transgaz, reprezentând 15% din capitalul social.

Oferta s-a desfăşurat în perioada 4-16 aprilie 2013 şi a fost suprasubscrisă, valoarea totală a ofertei fiind de 315 milioane RON;

Tranşa de retail, cu subscrieri de pâna la 1.000 de acţiuni, a fost suprasubscrisă în proporţie de 347%, iar cea cu subscrieri de peste 1.000 de acţiuni de 257%.

Tranşa investitorilor instituţionali a fost suprasubscrisă semnificativ, la preţuri deasupra limitei minime a intervalului de preţ în care se puteau face subscrieri, respectiv de 171-230 RON pe acţiune.

Prin aplicarea algoritmului descris în prospectul de ofertă preţul pe acţiune a fost de 179 RON pentru tranşa investitorilor instituţionali şi pentru tranşa subscrierilor mari şi de 170,05 RON pentru tranşa subscrierilor mici - pentru investitorii care au subscris în primele trei zile lucrătoare ale perioadei ofertei, respectiv de 173,63RON pentru investitorii care au subscris începând cu cea de a patra zi lucrătoare a perioadei ofertei.

Alocarea acţiunilor către investitorii care au subscris valid s-a realizat pe baza indicilor de alocare de 0,389715 pentru tranşa subscrierilor mari, respectiv de 0,288253 pentru tranşa subscrierilor mici.

Membrii sindicatului de intermediere au fost:

• S.S.I.F. Raiffeisen Capital & Investment S.A. Lead Manager,
• Wood & Company Financial Services a.s. Manager şi Joint Bookrunner şi
• S.S.I.F. BT Securities S.A. Manager.

În urma SPO-ului, structura acţionariatului Transgaz şi participarea acestuia la capitalul social a devenit următoarea:

• Ministerul Economiei – 58.5097 %;
• Fondul Proprietatea S.A. – 14.9876 %;
• Persoane Juridice şi Fizice ( free-float) – 26.5027%.

Certificarea ca operator independent de sistem a TRANSGAZ (ISO)

În conformitate cu prevederile Directivei (CE) nr. 73/2009 privind normele comune pentru piaţa internă în sectorul gazelor naturale, operatorii de transport şi de sistem au obligaţia implementării şi respectării cerinţelor privind separarea, sens în care autorităţile de reglementare certifică îndeplinirea de către operator a acestor condiţii.

Astfel, în temeiul dispoziţiilor art. 126 alin. (1) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, TRANSGAZ a solicitat ANRE certificarea ca operator independent de sistem (ISO). În urma completării documentaţiei conform solicitărilor formulate, ANRE a înaintat cererea TRANSGAZ Comisiei Europene în vederea avizării acesteia.

La data de 25.11.2013 Comisia Europeană a emis Avizul CE (2013) 8458 final prin care şi-a exprimat, în principiu, acordul în ceea ce priveşte alegerea modelului ISO de către TRANSGAZ, însă punerea în aplicare a modelului ales a fost condiţionată de instituirea unei separări reale şi efective a organismelor publice în cadrul statului.

Având în vedere Avizul Comisiei, ANRE a emis Ordinul nr. 3/2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport TRANSGAZ S.A Mediaş ca operator de transport şi de sistem al Sistemului naţional de transport al gazelor naturale, publicat în Monitorul Oficial al României, Partea I, nr. 60 din 23 ianuarie 2014. În temeiul actului normativ, TRANSGAZ a obţinut o certificare condiţionată şi cu titlu provizoriu după modelul operator de sistem independent.

De la data emiterii Ordinului ANRE nr. 3/2014 au intervenit unele modificări ale cadrului legislativ existent cu implicaţii asupra procedurii de certificare, respectiv Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 18/2013 a fost abrogată şi înlocuită cu Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 6/2014. Această modificare a cadrului legislativ nu implică modificarea condiţiilor de certificare impuse de ANRE.

Dat fiind noul context legislativ cu implicaţii asupra finalizării procesului de certificare a TRANSGAZ din perspectiva Ordinului preşedintelui ANRE nr. 3/2014, demersurile pe care autorităţile şi instituţiile statului ar trebui să le întreprindă pentru ca certificarea să dobândească caracter definitiv sunt:

I. Modificarea actelor constitutive ale TRANSGAZ astfel încât:

• Să se asigure conformarea acţionarilor societăţii precum şi a persoanelor care fac parte din organele de conducere ale acesteia la cerinţele prevăzute de art.128 alin (1), lit. a), b), c) şi alin (2) şi (3) din Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, referitoare la incompatibilităţi;
• Să se prevadă interdicţia expresă pentru acţionarii care deţin mai mult de 5% din acţiuni, în privinţa exercitării drepturilor prevăzute la art.128 alin.2), lit. (i), (ii), referitoare la dreptul de vot, respectiv dreptul de a numi membrii în consiliul de supraveghere, consiliul de administraţie;
• Să se prevadă imposibilitatea imixtiunii oricărei persoane sau entităţi publice ori private care nu face pate din structura de conducere în luarea deciziilor referitoare la activitatea şi funcţionarea curentă a societăţii.

II. Modificarea şi completarea următoarelor acte normative:

• Abrogarea art. 4 alin. (2) din Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr.6/2014;
• Completarea OUG nr. 6/2014 cu o dispoziţie care să interzică orice intervenţie a oricărei persoane sau entităţi publice ori private, care nu face parte din structura de conducere a Transgaz în luarea deciziilor referitoare la activitatea şi funcţionarea curentă a societăţii;
• Completarea OUG nr. 6/2014 cu o dispoziţie care să confere Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei competenţa de a verifica îndeplinirea cerinţelor prevăzute la art. 128 din Legea nr. 123/2012 de către acţionarii Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş care deţin mai mult de 5% din acţiuni, precum şi de către candidaţii propuşi de consiliul de supraveghere, consiliul de administraţie, în directoratul societăţii, precum şi în alte organisme care reprezintă compania din punct de vedere juridic, înainte de numirea respectivilor candidaţi;
• Abrogarea art. 3 alin. (1) pct. 4 şi 31 din Hotărârea Guvernului nr. 429/2013 privind organizarea si funcţionarea Departamentului pentru Energie;

III. Cu titlu de recomandare, ANRE a propus ca Ministerul Finanţelor Publice să devină autoritatea contractantă a acordului de concesiune a Sistemului naţional de transport al gazelor naturale, în calitate de reprezentant al proprietarului reţelei de transport, această autoritate ar trebui să preia de la Agenţia Naţională pentru Resurse Minerale calitatea de concedent al sistemului prin încheierea unui act adiţional semnat de toate părţile implicate.

Procedura de infringement declanşată de Comisia Europeană pentru nerespectarea Regulamentului (UE) nr. 994/2010 privind măsurile de garantare a securităţii aprovizionării cu gaze naturale (Cauza 2244/2013)

Adoptarea Regulamentului (UE) nr. 994/2010 a fost resimţită drept o necesitate stringentă la nivelul Uniunii, ca urmare a impactului negativ determinat la nivelul pieţei gazelor de tensiunile dintre Moscova şi Kiev din ianuarie 2009.

Însăşi natura juridică a acestui document: regulament si nu directivă reprezintă o dovadă clară a tendinţei de a impune statelor membre o politică unitară şi adoptarea de măsuri urgente şi clare menite să asigure securitatea energetică în cadrul pieţei gazelor.

În momentul de faţă, România nu are încă implementate toate măsurile prevăzute în Regulament, fapt ce a generat emiterea de către Comisia Europeana a unei Notificări de punere în întârziere în data de 20.11.2013 (Cauza 2244/2013). Obligaţii nerespectate:

• Adoptarea de către autoritatea competentă a unui plan de acţiune preventivă şi unui plan de urgenţă până la 3 decembrie 2012 şi notificarea acestor planuri Comisiei;
• Prezentarea de către operatorul de sistem de transport autorităţii competente a unei propuneri sau a unei cerere de derogare în ceea ce priveşte capacitatea bidirecţională în punctele de interconectare transfrontalieră dintre România şi alte state membre până la 3 martie 2012;

Autoritatea competentă trebuia să ia o decizie cu privire la stabilirea capacităţii bidirecţionale permanente în toate punctele transfrontaliere dintre statele membre şi să notifice această decizie Comisiei până la data de 3 septembrie 2012.

În conformitate cu Regulamentul 994/2010, operatorii de sisteme de transport au obligaţia asigurării curgerii bidirecţionale permanente începând cu data de 3 decembrie 2013, fără a fi impuse volume sau aspecte legate de parametrii tehnici ce trebuie asiguraţi.

Stadiul acţiunilor întreprinse pentru eliminarea neconformităţilor:

1. Adoptarea de către autoritatea competentă a unui plan de acţiuni preventive şi unui plan de urgenţă până la 3 decembrie 2012 şi notificarea acestor planuri Comisiei;

Deşi aceste cerinţe nu au fost îndeplinite la termen din motive de ordin organizatoric şi administrativ, în momentul de faţă sunt în curs de elaborare următoarele documente cu relevanţă în îndeplinirea obligaţiilor prevăzute de această reglementare:

• planul de acţiuni preventive
• regulament privind întreruptibilitatea de siguranţă
• planul de acţiuni pentru situaţii de urgenţă

Se estimează ca aceste documente să fie finalizate şi transmise Comisiei Europene până cel târziu la data de 21 martie 2014.

2. Prezentarea de către operatorul de sistem de transport autorităţii competente a unei propuneri sau a unei cerere de derogare în ceea ce priveşte capacitatea bidirecţională în punctele de interconectare transfrontalieră dintre România şi alte state membre până la 3 martie 2012

Stadiul asigurării cerinţelor de bidirecţionalitate în punctele de interconectare transfrontalieră dintre sistemul românesc şi sistemele statelor învecinate membre ale UE a fost adus în atenţia Autorităţii Competente şi se prezintă după cum urmează:

2.1 Punctul de interconectare Horia – Csanadpalota (RO-HU)

Începând cu data de 01 februarie 2014, TRANSGAZ si FGSZ vor pune la dispoziţia pieţei o capacitate de transport de 10.000 mc/oră în condiţii ferme şi 40.000 mc/oră în regim de întreruptibilitate pe direcţia de curgere România – Ungaria.

Pentru creşterea capacităţii de transport pe această direcţie se au în vedere o serie de dezvoltări atât în sistemul românesc cât şi în cel maghiar, dezvoltări preconizate a se finaliza în decembrie 2016.

Din acel moment, capacitatea ce va putea fi asigurată dinspre România înspre Ungaria va fi de 1,75 mld.mc/an, existând planuri de extindere în continuare până la capacitatea maximă a interconectorului, respectiv 4,4 mld.mc/an.

2.2 Punctul de interconectare Ruse – Giurgiu (RO – BG)

La punerea în funcţiune a conductei de interconectare va putea fi asigurată o capacitate de transport pe direcţia RO – BG de 0,5 mld. mc/an, la presiunea minimă prevăzută în decizia de finanţare a proiectului (21 bar).

Urmare finalizării unor lucrări de reabilitare în regiunea sudică a sistemului românesc de transport, până la sfârşitul lunii septembrie 2014, TRANSGAZ va fi în măsură să asigure capacitate de transport de 0,5 mld.mc/an, la o presiune de 30 bar, pe direcţia RO – BG.

Totodată, sunt planificate o serie de dezvoltări suplimentare în sistemul românesc de transport, în urma implementării cărora pe direcţia de curgere RO-BG se va putea oferi pieţei capacitatea maximă a interconectorului, respectiv 1,5 mld.mc/an.

2.3 Punctul de interconectare Negru Vodă I (RO – BG)

În prezent, activitatea de transport al gazelor naturale prin conducta Isaccea – Negru Vodă, firul I, se desfăşoară în baza unui contract bilateral, incheiat între Transgaz şi Bulgargaz, conform căruia:

• tariful de transport este unul negociat între părţi;
• rezervarea de capacitate este în exclusivitate acordată Bulgargaz;
• accesul terţilor la conductă se poate acorda numai cu acceptul Bulgargaz;

Totodată, această conductă nu este conectată fizic la SNT, destinaţia sa fiind exclusivă pentru tranzitarea gazelor naturale destinate Bulgariei, prin România dinspre Federaţia Rusă.

Pentru îndeplinirea obligaţiei de asigurare a unor fluxuri bidirecţionale, în condiţiile reglementărilor europene actuale, ar trebui realizate următoarele acţiuni:

• conectarea conductei vizate la SNT;
• realizarea lucrărilor necesare asigurării condiţiilor tehnice pentru un flux fizic de gaze naturale prin această conductă, dinspre România spre Bulgaria, provenind din SNT;
• renegocierea contractului actual dintre Transgaz şi Bulgargaz, în sensul stabilirii unor relaţii tehnice şi comerciale în concordanţă cu reglementările europene şi naţionale în vigoare

TRANSGAZ a demarat un proces de identificare a unei soluţii echilibrate privind asigurarea fluxului bidirecţional pe conducta Isaccea – Negru Vodă (firul I), astfel încât rezultatul unui asemenea demers să fie benefic, atât din punct de vedere funcţional, prin sporirea securităţii în aprovizionarea cu gaze naturale a României, respectiv a Bulgariei, cât şi la nivelul rezultatelor economico-financiare ale companiei obţinute întrun context comercial determinat de un nou cadru de reglementare pentru operarea conductei.

Având în vedere cele de mai sus, Transgaz a solicitat Autoirităţii Competente o derogare temporară de la prevederile Regulamentului 994/2010.

2.4 Punctele de interconectare Negru Vodă II şi III:

Asigurarea curgerii bidirecţionale permanente în aceste două puncte depinde de rezolvarea situaţiei contractuale cu Gazprom Export.

România a denunţat unilateral convenţiile interguvernamentale, cu toate acestea Guvernul Federaţiei Ruse refuză renegocierea lor.

Problema se află în afara sferei de competenţă a Transgaz, iar atâta timp cât contractele comerciale sunt încă valabile cerinţa privind punerea la dispoziţia terţilor a întregii capacităţi a conductelor şi asigurarea curgerii bidirecţionale nu poate fi asigurată.

3. Autoritatea competentă trebuia să ia o decizie cu privire la stabilirea capacităţii bidirecţionale permanente în toate punctele transfrontaliere dintre statele membre şi să notifice această decizie Comisiei până la data de 3 septembrie 2012.

În baza propunerii transmise de Transgaz către Autoritatea Competentă (ultima actualizare a informaţiilor fiind transmisă în 23 ianuarie 2014), aceasta se va consulta cu Autorităţile Competente ale Statelor Membre şi va informa Comisia Europeană cu privire la cele propuse.

Procedura de infringement declanşată de Comisia Europeană pentru nerespectarea Regulamentului (CE) nr. 1775/2005 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale (Cauza 2193/2009)

În cursul anului 2009 Comisia Europeană (Comisia) a demarat împotriva României procedura de infringement în legătură cu nerespectarea unor prevederi din Regulamentul (CE) nr. 1775/2005 privind condiţiile de acces la reţelele pentru transportul gazelor naturale (denumit în continuare Regulament).

Procedura a fost iniţiată prin Notificarea de punere în întârziere SG-Greffe (2009)D/3833/26.06.2009 care a statuat că România nu şi-a îndeplinit obligaţiile ce îi revin în temeiul art. 4 al.(1), art. 5 al.(1), art. 5 al. (2), art. 6 al. (3), art. 6 al. (4), art. 7 al. (3), art. 10, art. 13 al. (1) din Regulament şi în temeiul punctelor 1(1), 1(9), 1(10), 3.3(3) şi 3.3(4) din Liniile directoare.

Având în vedere faptul că doar o parte din neconformităţile semnalate au fost rezolvate la un an de la declanşarea procedurii, Comisia a transmis Avizul motivat nr. SG-Greffe (2010)D/24.06.2010 stabilind ca neîndeplinirea unor obligaţii continuă să existe.

Obligaţii nerespectate:

• Obligaţia privind punerea la dispoziţie a capacităţii totale pe Conductele de transport Isaccea – Negru Vodă;

• Obligaţia privind publicarea informaţiilor referitoare la capacităţile tehnice, contractate şi disponibile;

• Obligaţia privind aplicarea tarifelor de dezechilibru;

• Obligaţia privind furnizarea actualizărilor zilnice ale serviciilor disponibile pe termen scurt;

Stadiul acţiunilor întreprinse pentru eliminarea neconformităţilor:

1. Punerea la dispoziţie a capacităţii totale pe conductele Isaccea – Negru Vodă. Firul I de tranzit:

Pentru a veni în întâmpinarea soluţionării problemelor care au dus la declanşarea procedurii de infringement, ANRE a reglementat modul de alocare a capacităţii prin licitaţie la un tarif de pornire stabilit prin benchmarking. Aplicarea noii metodologii presupune însă:

• Încheierea de către Transgaz şi Bulgartransgaz a Acordului pentru Alocare de Capacitate şi a Acordului de Operare pentru punctul de interconectare Negru Vodă I. Documentele se află în fază finală de convenire şi semnare;
• Rezolvarea aspectelor contractuale cu Bulgargaz:

Bulgargaz nu acceptă rezilierea amiabilă a contractului. În consecinţă, o potenţială rezolvare a situaţiei este aceea de a solicita Comisiei Europene aprobarea pentru o soluţie temporară în care Bulgargaz să beneficieze în continuare de capacitatea de transport necesară consumului Bulgariei în condiţiile actualului contract, restul capacităţii urmând a fi oferită pieţei în conformitate cu prevederile legislaţiei europene în vigoare privind accesul terţilor la reţelele de transport gaze.

Transgaz şi-a exprimat disponibilitatea să înainteze Comisiei Europene cererea necesară în numele Bulgariei, dar motivarea pentru continuarea unei relaţii contractuale care este în afara legislaţiei UE trebuie să fie foarte puternică şi bazată pe un interes naţional (al Bulgariei în cazul în speţă).

În acest sens s-a primit din partea bulgară o scrisoare a ministerului de resort care solicită păstrarea contractului până la expirare (31 decembrie 2016) datorită faptului că asigură Bulgariei unica sursă de aprovizionare cu gaze naturale, precum şi o scrisoare a Bulgargaz care îşi confirmă disponibilitatea de a ceda capacitatea neutilizată (1,8 mld.mc/an) pentru a fi oferită pieţei în condiţiile reglementărilor comunitare în vigoare.

Transgaz a transmis aceste documente către MAE – Agentul Guvernamental, cu rugămintea de a analiza oportunitatea solicitării din partea Comisiei Europene unui punct de vedere cu privire la posibilitatea ca o asemenea soluţie să fie acceptată până la data de 31 decembrie 2016

Firele II şi III de tranzit:

Capacitatea de transport pe cele două conducte este rezervată integral, pe bază contractuală, de către Gazprom Export. Contractele respective au la bază două convenţii interguvernamentale încheiate de către statul român şi Federaţia Rusă.

Având în vedere faptul că partea rusă a refuzat renegocierea acestor convenţii, România a denunţat unilateral aceste documente, contractele comerciale rămânând însă în vigoare până la expirarea lor în decembrie 2015, respectiv decembrie 2023.

2. Obligaţia privind publicarea informaţiilor referitoare la capacităţile tehnice, contractate şi disponibile

În prezent, această obligaţie este îndeplinită pentru punctul de interconectare Negru Vodă I, dar, în ceea ce priveşte punctele Negru Vodă II şi III, obligaţia de publicare a informaţiilor solicitate nu poate fi îndeplinită datorită unor clauze de confidenţialitate ale contractelor în vigoare.

3. Obligaţia privind aplicarea tarifelor de dezechilibru şi,

4. Obligaţia privind furnizarea actualizărilor zilnice ale serviciilor disponibile pe termen scurt

Deşi în scopul asigurării acestor obligaţii în cursul ultimilor doi ani a fost adoptat cadrul reglementativ necesar, sub aspect al transpunerii în practică Transgaz mai are de finalizat două proiecte importante aflate în curs de derulare:

• proiectul SCADA (se depun toate eforturile necesare pentru finalizarea acelor componente ale proiectului care să răspundă cerinţelor de reglementare);
• platforma de echilibrare (proiect aflat în proces de implementare).

Elemente privind activitatea Transgaz pe plan internaţional

În vederea implementării obiectivelor strategice de transformare într-o companie de talie europeană, Transgaz trebuie să-şi întărească statutul conferit atât de poziţionarea geografică, cât şi de monopolul deţinut asupra operării sistemului naţional de transport gaze naturale.

Transgaz doreşte să îşi afirme importanţa pe plan regional prin participarea şi implicarea activă în forurile, organizaţiile şi organismele de profil europene, prin participarea în proiecte de interes regional şi european si prin stabilirea unor parteneriate active cu companii de profil.

În scopul îndeplinirii obiectivelor companiei, pe parcursul anului 2013, Transgaz, a desfăşurat următoarele activităţi:

• Continuarea bunelor relaţii de colaborare cu companiile implicate în realizarea activităţii de tranzit a gazelor naturale ruseşti pe culoarul balcanic. În acest context, au continuat demersurile necesare în vederea rezolvării aspectelor din contractele existente care contravin legislaţiei comunitare şi pentru care Comisia a demarat procedura de infringement împotriva României, pentru încălcarea anumitor prevederi din Regulamentul (CE) 1775/2005 privind accesul terţilor la reţea.

• În acest sens, reprezentanţi ai companiei noastre au avut o serie de întâlniri cu reprezentanţii Comisiei Europene, Federaţiei Ruse şi Bulgariei în vederea discutării problemelor legate de procedurile de infringement;

• Participarea la iniţiativa Comisiei Europene privind elaborarea unui nou pachet legislativ privind infrastructura energetică şi la elaborarea listei de proiecte de interes comun la nivelul Uniunii.

• În urma adoptării "Regulamentului (UE) 347/2013 privind liniile directoare pentru infrastructurile energetice transeuropene", în lista Proiectelor de interes comun a fost inclusă şi propunerea Transgaz privind "Conducta de gaz din Bulgaria şi Austria via România şi Ungaria";
• În cadrul ENTSOG cele mai importante activităţi în care a fost implicată şi societatea noastră au vizat finalizarea "CAM NETWORK CODE" (Codul reţelei privind mecanismul alocării de capacitate – CAM) precum şi elaborarea Planului de dezvoltare a reţelei pe 10 ani: 2013 – 2022. Codul de reţea (CAM) s-a materializat în adoptarea Regulamentului 984/2013;
• Având în vedere obiectivul Comisiei Europene de integrare a pieţelor la nivelul UE este necesară realizarea interconectărilor între sistemele de transport a ţărilor din UE cu sistemele ţărilor vecine.

În acest sens, Transgaz continuă colaborarea cu:

FGSZ, operatorul sistemului de transport din Ungaria

Începând cu data de 01 februarie 2014, TRANSGAZ şi FGSZ vor pune la dispoziția pieței prin punctul de interconectare Horia – Csanodpalota, o capacitate de transport de 10.000 mc/oră în condiții ferme și 40.000 mc/oră în regim de întreruptibilitate pe direcția de curgere România – Ungaria.

Pentru creșterea capacității de transport pe această direcție se au în vedere o serie de dezvoltări atât în sistemul românesc cât și în cel unguresc, dezvoltări preconizate a se finaliza în decembrie 2016. Din acel moment, capacitatea ce va putea fi asigurată dinspre România înspre Ungaria va fi de 1,75 mld.mc/an, existând planuri de extindere în continuare până la capacitatea maximă a interconectorului, respectiv 4,4 mld.mc/an.

Bulgartransgaz EAD

Încheierea de către Transgaz și Bulgartransgaz EAD a Acordului pentru Alocare de Capacitate și a Acordului de Operare pentru punctul de interconectare Negru Vodă I. Documentele se află în fază finală de convenire și semnare.

Bulgargaz

Bulgargaz nu acceptă rezilierea amiabilă a contractului de transport încheiat cu Transgaz. În consecință, o potențială rezolvare a situației privind accesul terţilor la capacitatea de transport este aceea de a solicita Comisiei Europene aprobarea cu titlu temporar, a unei soluţii de compromis în care Bulgargaz să beneficieze în continuare de capacitatea de transport necesară consumului Bulgariei în condițiile actualului contract, restul capacității urmând a fi oferită pieței în conformitate cu prevederile legislației europene în vigoare privind accesul terților la rețelele de transport gaze.

Transgaz și-a exprimat disponibilitatea să înainteze Comisiei Europene cererea necesară în numele Bulgariei, dar motivarea pentru continuarea unei relații contractuale care este în afara legislației UE trebuie să fie foarte puternică și bazată pe un interes național (al Bulgariei în cazul în speță).

Transgaz a transmis aceste documente către MAE – Agentul Guvernamental, cu rugămintea de a analiza oportunitatea solicitării din partea Comisiei Europene unui punct de vedere cu privire la posibilitatea ca o asemenea soluție să fie acceptată până la data de 31 decembrie 2016 .

O mare parte din acţiunile amintite mai sus vor avea continuitate şi în anul 2014, an în care Transgaz îşi propune în continuare implicarea activă în acţiunile organismelor şi organizaţiilor de profil şi intensificarea relaţiilor de cooperare cu toţi actorii implicaţi pe piaţa energetică europeană.

Evenimente ulterioare sfârsitului exerciţiului financiar 2013

Reglementări apărute în cursul anului 2014, care influenţează activitatea Transgaz:

• Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 102/ 14 noiembrie 2013 pentru modificarea şi completarea Legii nr. 571/2003 privind Codul fiscal şi reglementarea unor măsuri financiar-fiscale, cu aplicabilitate de la 01 ianuarie 2014 prin care s-a introdus impozitul pe construcţiile aflate în patrimoniul Transgaz la data de 31 decembrie a anului anterior în cotă de 1,5 % pe an;
• Ordinul ANRE nr. 3/ 22 ianuarie 2014 privind aprobarea certificării Societăţii Naţionale de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş ca operator de transport şi de sistem al Sistemului naţional de transport al gazelor naturale, prin care s-a aprobat ca Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş sa fie organizată şi să funcţioneze după modelul "operator de sistem independent";
• Ordonanţa de urgenţă a Guvernului nr. 6/ 12 februarie 2014 privind exercitarea drepturilor şi îndeplinirea obligaţiilor ce decurg din calitatea de acţionar al statului la Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice "Transelectrica" - S.A. şi la Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş şi pentru modificarea unor acte normative, prin care s-a stabilit ca exercitarea drepturilor şi îndeplinirea obligaţiilor ce decurg din calitatea de acţionar al statului român la Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş să se realizeze de către Guvern, prin Secretariatul General al Guvernului, cu consultarea Cancelariei Primului-Ministru.

3.2 Analiza activităţii de dezvoltare

3.2.1 Principalele componente ale infrastructurii SNT

Principalele componente ale Sistemului Naţional de Transport gaze naturale la data de 31.12.2013 sunt următoarele:

Denumire obiectiv/componenta SNT	U.M.	Valoare
Conducte magistrale de transport şi racorduri de alimentare cu gaze naturale, din care conducte de tranzit	km	13.127,8
		553
Staţii de reglare măsurare (SRM) în exploatare	buc	1.122 (1.243 direcţii masurare)
Staţii de comandă vane (SCV , NT)	buc	48
Staţii de măsurare a gazelor din import (SMG)	buc	5
Staţii de măsurare amplasate pe conductele de tranzit gaze (SMG)	buc	6
Staţii de comprimare gaze (SCG)	buc	5
Staţii de protecţie catodică (SPC)	buc	1.022
Staţii de odorizare gaze (SOG)	buc	815

Tabel 23– Principalele componente ale SNT ale 31.12.2013

Fig. 2- Harta Sistemului Naţional de Transport al Gazelor Naturale

Sistemul Naţional de Transport (SNT) are o acoperire la nivelul întregului teritoriu naţional şi are o structură radial-inelară.

Capacitatea de transport intern şi internaţional a gazelor naturale este asigurată prin reţeaua de conducte şi racorduri de alimentare cu diametre cuprinse între 50 mm şi 1200 mm, la presiuni cuprinse între 6 bar şi 40 bar, cu excepţia tranzitului internaţional (54 bar).

Exploatarea SNT se face prin intermediul a 9 exploatări teritoriale de transport, compuse la rândul lor din 50 de Sectoare. Din punct de vedere tehnologic SNT este alcătuit din 9 subsisteme regionale de transport gaze naturale.

Descriere şi analiza gradului de uzură al componentelor SNT

O analiză asupra principalelor obiective aparţinând SNT din perspectiva duratei de functionare este prezentată în tabelul de mai jos:

Durata de funcţionare	Conducte de transport (km)	Racorduri de alimentare (km )	Numǎr Direcţii Staţii de Reglare Măsurare
> 40 ani	5.182	219	127
Între 30 şi 40 ani	2.566	170	51
Între 20 şi 30 ani	1.064	191	69
Între 10 şi 20 ani	1.043	553	464
< 10 ani	1.463	676	532
TOTAL	11.318	1.809	1.122 SRM-uri (1.243
		13.127	direcţii de măsurare)

Tabel 24 – Principalele componente ale SNT ale 31.12.2013, din perspectiva duratei de funcţionare

Se observă că în ceea ce priveşte conductele de transport gaze naturale, din cei 13.127 km aflaţi în exploatare, cca 71% au o durată de functionare efectivǎ foarte mare, apropiată de durata lor normală de functionare.

Diagnosticările efectuate, din care cu PIG-ul inteligent pentru cca. 2.942 km pun în evidentă niveluri destul de ridicate ale defectelor materialului tubular, cauzate în principal de starea tehnică a izolaţiei active, realizată pentru aproximativ 79,5% din conducte dintr-un sistem pe bază de bitum, actualmente îmbătrânită si deteriorată, ceea ce duce şi la cresterea consumului de energie electrică înregistrat în cele 1.022 statii de protectie catodică a conductelor.

Aproximativ 94,4% din conductele şi racordurile aflate în exploatare sunt protejate catodic.

Predarea gazelor către distribuitori şi consumatori finali se face prin cele 1.243 de SRM-uri (direcţii de masurare), care trebuie modernizate/reabilitate pentru a fi integrate într-un sistem de comandă si supraveghere automată SCADA.

Din cele 1.243 de SRM-uri (direcţii de consum) aflate în exploatare un număr de 948 sunt avute în vedere pentru implementarea sistemului SCADA.

Capacitatea de comprimare este asigurată de 5 statii de comprimare gaze amplasate pe principalele direcţii de transport. Acestea sunt dotate cu echipamente şi instalaţii realizate în anii '70, care în foarte multe cazuri nu reuşesc să atingă performanţele impuse de parametrii de transport.

În cursul anului 2013 au fost efectuate lucrări de reabilitare /modernizare la staţia de comprimare Şinca (etapa 3, claviaturi tehnologice, generatoare de gaz, lucrări pentru protecţia mediului), Siliştea (modernizare sistem încălzire si reabilitare cladire), Vinţu (reabilitare hală compresoare, Dealu Frumos (înlocuire sistem încălzire centrală şi reabilitare cladire sediu staţie).

Dispecerizarea gazelor în SNT se realizează prin manevre efectuate şi în nodurile de interconectare al principalelor conducte. Majoritatea nodurilor sunt dotate în special cu robinete de manevră cu acţionare manuală şi echipamente pentru urmărirea parametrilor, cele mai multe fiind depăşite din punct de vedere al performantelor şi al siguranţei în exploatare.

Din nodurile tehnologice existente circa 20% sunt noi sau reabilitate. Pe parcursul implementării sistemului SCADA, nodurile tehnologice vor continua procesul de modernizare.

Odorizarea gazelor este asigurată printr-un număr de 815 instalatii de odorizare din care 425 sisteme sunt de tip nou, prin esantionare si prin injectie asigurând o odorizare optimă a gazelor transportate. Din cele 425 sisteme moderne, un numar de 25 sunt de tip centralizat – deservind mai multe puncte de livrare. Celelalte 390 sisteme de tip "prin evaporare/picurare" sunt sisteme care nu pot asigura o odorizare continuă si controlată putând duce la situatii de sub sau supraodorizare si implicit la consumuri crescute de odorant. Dintre acestea 14 instalaţii sunt de tip centralizat.

Trebuie remarcat totusi că deşi infrastructura este destul de învechită, starea tehnică a SNT se menţine la un nivel corespunzător ca urmare a faptului că exploatarea se desfăşoară pe baza unui sistem de mentenanţă preponderent preventiv planificat si corectiv şi pe baza unor programe de modernizare.

Aceste programe au ca fundament Normele Tehnice privind mentenanţa SNT, ele desfăsurându-se pe o perioadă mai lungă de timp ca urmare a valorilor mari a acestora.

Toate aceste componente ale SNT asigură preluarea gazelor naturale de la producători/ furnizori şi transportarea lor către consumatori/distribuitori sau depozitele de înmagazinare.

Puncte de interconectare transfrontalieră

În prezent importul de gaze naturale în România se realizează prin 3 puncte de interconectare transfrontalieră:

UCRAINA

Orlovka (UA) – Isaccea (RO) Dn = 1000 mm, Capacitate = 8.6 Mld.mc/an Pmax = 55 bar

Tekovo (UA) – Medieşu Aurit (RO)

Dn = 700 mm, Capacitate = 4.0 Mld.mc/an

Pmax = 70 bar

UNGARIA

Szeged (HU) – Arad(RO)- Csanadpalota

Dn = 700 mm, Capacitate = 1.75 Mld.mc/an Pmax = 63 bar

Fig. 3 - Punctele de interconectare transfrontalieră ale SNT

Precizarea potenţialelor probleme legate de dreptul de proprietate asupra activelor corporale ale Transgaz

Pe terenul aferent sediului Exploatării Teritoriale Braşov şi a SRM Braşov s-au intabulat în mod nelegal următorii: Stoica Gabriela, Acojocăriţei Marcela, Turcu Ion, Turcu Violeta Maria, S.C. Neslan SA Braşov şi SC District SRL Braşov. Transgaz deţine terenul menţionat mai sus în baza titlurilor legale de administrare respectiv Decizia nr. 1752/1963 emisă de Sfatul Popular Braşov şi Ordinul nr. 134/1990 emis de Ministerul Agriculturii şi Alimentaţiei. Transgaz a solicitat pe cale contencioasă rectificare a Cărţii funciare nr. 12933 Braşov, constatarea nulităţii absolute şi radierea din CF a actelor subsecvente privind terenul deţinut de Transgaz şi asupra căruia se află edificat sediul E.T. Braşov şi SRM Braşov. Litigiul constituie obiectul dosarului nr. 2268/62/2012, înregistrat la Curtea de Apel Braşov. Stadiul procesual: recurs.

Prin Decizia nr. 136/2013 20.11.2013, pronunţată de Curtea de apel Braşov în dosarul nr. 2268/62/2012, a admis în parte acţiunea formulată şi precizată de reclamanta S.N.T.G.N. "Transgaz" SA. în contradictoriu cu pârâţii Stoica Gabriela, Acojocăriţei Marcela, Turcu Ion, Turcu Violeta Maria, Statul Român prin Ministerul Finanţelor şi Municipiul Braşov prin Primar. Constată nulitatea absolută parţială a certificatului de moştenitor 14/2009 cu privire la imobilul înscris în CF Braşov 115328 nr. top 10213/7/2/1/8 în suprafaţă de 6290 mp.

Constată nulitatea contractului de vânzare cumpărare autentificat sub nr. 425/2010 încheiat între pârâta Acojocăriţei Marcela şi pârâţii Turcu Ion şi Turcu Violeta Maria având ca obiect cota de 1 din imobilul înscris în CF Braşov 115328 nr. top 10213/7/2/1/8 în suprafaţă de 6290 mp. Dispune radierea dreptului de proprietate al pârâţilor Stoica Gabriela, Turcu Ion şi Turcu Violeta Maria şi intabularea dreptului de proprietate al Statului Român asupra imobilului înscris în CF Braşov 115328 nr. top10213/7/2/1/8 în suprafaţă de 6290 mp.

Păstrează dispoziţiile sentinţei privind respingerea excepţiei lipsei calităţii procesuale active a reclamantei, a excepţiei lipsei calităţii procesuale a pârâtului Municipiul Braşov şi a pârâtului Statul Român şi a excepţiei lipsei calităţii de reprezentant a Ministerului Finanţelor Publice pentru Statul Român, respingerea excepţiilor restului petitelor acţiunii şi respingerea cererii reconvenţionale şi obligarea reclamantei la plata sumei de 2180 lei pârâtului SC Nelsand SA, reprezentând onorariu de avocat. Respinge ca lipsită de interes acţiunea formulată de reclamanta SNTGN"Transgaz" SA. în contradictoriu cu SC Nelsand SA şi SC District SRL.

Respinge apelul formulat de reclamanţii reconvenţionali Turcu Ion şi Turcu Violeta Maria şi apelul formulat de reclamanta reconvenţională Stoica Gabriela împotriva sentinţei mai sus menţionate. Obligă intimaţii Turcu Ion, Turcu Violeta Maria, Stoica Gabriela şi Acojocăriţei Marcela să plătească apelantei Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale Transgaz SA suma de 18.868 lei cheltuieli de judecată la fond şi în apel. Respinge cererea apelanţilor Turcu Ion, Turcu Violeta Maria, Stoica Gabriela, SC Nelsand SA şi Municipiul Braşov de obligare a reclamantei S.N.T.G.N."Transgaz" SA la cheltuieli de judecată în apel. Cu recurs în 15 zile de la comunicare. Pârâţii au formulat recurs. Dosarul de află pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie Bucureşti, cu termen de judecată la 14.05.2014.

3.2.2 Investiţii realizate versus Investiţii programate în anul 2013

Diferenţa dintre valoarea realizată şi cea programată a fost determinată de:

• la "Lucrări conform contract 17095/15.07.2009, este semnat Actul Adiţional nr. 6, ce prevede decalarea termenului de execuţie şi o plată intermediară pentru ca s-a executat la 01.12.2013;
• la "Lucrări aferente SCADA", majoritatea lucrărilor la nodurile tehnologice contractate, au termen de finalizare în 2014, iar cele necontractate sunt în proiectare urmând a fi contractate în anul 2014;
• la "Imprejmuiri robineţi" sunt în execuţie doar obiectivele care au fost contractate şi care au reglementată situaţia juridică a terenului, restul obiectivelor urmand a fi realizate în 2014, dupa soluţionarea situaţiei juridice a terenurilor.

Se întâmpinã încã greutãţi în realizarea unor obiective de investiţii cum ar fi:

• la conducta Ø20" Plătăreşti – Bălăceanca, proiectul tehnic se află în revizuire datorită necesităţii devierii conductei pe alt traseu, ca urmare a lipsei acordurilor de la unii proprietari de terenuri;
• la conducta de transport gaze naturale Ø 10 Câmpulung Moldovenesc – Vatra Dornei, este în execuţie etapa I a firului conductei în lungime de 9,2 km între Câmpulung Moldovenesc şi Pojorâta, din acest tronson executându-se 8,2 km de fir conductă. Au apărut probleme cu proprietarii de teren care nu permit construcţia conductei prin grădinile lor şi la subtraversarea a 2 drumuri care iniţial erau trecute în proiect ca drumuri comunale şi care acum au devenit drumuri judeţene ca urmare a unor investiţii de modernizare a acestora realizate cu fonduri europene. Din acest motiv Primăria nu mai este de acord să elibereze aviz pentru subtraversarea drumurilor prin şanţ deschis, cum era prevăzut în proiectul iniţial, fapt pentru care lucrările au fost sistate, urmând a fi modificată soluţia de subtraversare. De asemenea, continuarea lucrărilor în domeniul silvic pe tronsonul proiectat de la Pojorâta la Vatra Dornei în lungime de 26,47 km, este condiţionată de obţinerea avizului ROMSILVA, necesar obţinerii Autorizaţiei de Construire, care până la această dată nu a fost emis;
• la conducta de transport gaze naturale Ø 24 PM Gherceşti – SDE Craiova, din cauza unui proprietar de teren care nu are finalizată situaţia juridică a terenului, lucrările de execuţie ale conductei au fost sistate ca urmare a lipsei Autorizaţiei de Construire, urmând a fi continuate în anul 2014, după soluţionarea problemelor apărute;
• la conducta de interconectare Ø 20'' Giurgiu – Ruse, în prezent este finalizată subtraversarea conductei DN 150 mm pentru fibra optică. Lucrările de foraj pentru tragerea firului 1 (firul principal 2,1 km) al conductei de subtraversare a fluviului Dunărea la DN 300 mm au fost integral finalizate, aflându-se în derulare lucrările de lărgire până la diametrul de 800 mm, fiind deja realizați aproximativ 1600 ml. Conducta, în lungime de 2100 ml, este pozată integral pe malul românesc și se execută proba de etanșeitate (de casă), la 35 bar.

În paralel, se efectuează lucrările de verificare a prăjinilor de foraj, urmând ca operațiunea de lărgire, pentru cei aproximativ 500 ml rămași să se reia în 2014 în momentul în care condiţiile meteo o vor permite. Din datele furnizate de constructor, reiese că din cauza structurii solului viteza de înaintare a tunelului de foraj este mai mică decât cea estimată, fapt pentru care lucrările pentru subtraversarea firului II de conductă nu se pot finaliza în 2013. Având în vedere cele de mai sus, lucrările şi cheltuielile aferente subtraversării firului II, vor fi decalate pentru a anul 2014;

• la SRM-uri valoarea realizată este mai mică decât cea programată deoarece, iniţial s-a propus achiziţia a 22 de noi staţii care să le înlocuiască pe cele depaşite fizic şi moral, însă ulterior s-a stabilit ca acestea să fie achiziţionate prin contract cadru pe mai mulţi ani;
• la capitolul B, poziţia "Alte lucrări", iniţial au fost cuprinse lucrările pentru execuţia a 6 sedii administrative de sector, care din cauza problemelor întâmpinate în obţinerea terenului necesar au fost reduse la 2 sedii. Tot aici au fost cuprinse lucrările pentru TRANSGAZ de pe Şos. Sibiului, la care ulterior s-a renunţat;
• la Proiectul Nabucco, în care era implicat şi Transgaz, consorţiul care operează exploatarea de la Sah Deniz (Azerbaijan) a optat pentru o altă rută de export a gazelor naturale către Europa.

3.2.3 Lucrări de reabilitare, reparaţii şi mentenanţă SNT realizate vs program 2013

În principal nerealizarea programului de reparaţii a fost cauzată de:

• decalarea termenelor de elaborare a proiectelor tehnice, dificultăti în obţinerea acordurilor de la proprietarii sau instituţiile care deţin sau gestionează terenuri in zonele de proximitate a conductei şi în consecintă neeliberarea în timp util a Autorizatiilor de Construire; de asemenea au fost cazuri de accidente tehnice asumate de contractor (conducta racord alimentare oras Caracal), precum şi situaţii litigioase cu constructorul (firma Pegamont) care au contribuit la nefinalizarea lucrărilor în perioada stabilită;
• schimbarea de către ANRMAP a procedurilor de validare a licitaţiilor, care a dus la întârzieri în demararea unor lucrări şi servicii programate şi respectiv la decalarea termenului de finalizare al acestora;
• în ceea ce priveste serviciile, alocările bugetare pentru unele prestaţii de reparaţii şi service pot fi apreciate cu un grad acceptabil de predictibilitate, iar pentru altele, valorile prevăzute în programe se bazează doar pe asigurarea unui buget corespunzător situaţiilor în care aceste prestaţii este necesar a fi achiziţionate. De aceea, de cele mai multe ori rectificările acestui capitol din program sunt negative (in sensul diminuării valorice), iar renunţarea sau diminuarea valorilor acestor achiziţii reprezintă economii bugetare şi nu nerealizări.

3.2.4 Proiecte de dezvoltare

În considerarea respectării cerinţelor Directivei Europene CE/73/2009 art.22., privind obligativitatea elaborării Programelor de Dezvoltare pe 10 Ani pentru toţi operatorii sistemelor de transport gaze naturale din Uniunea Europeană, SNTGN Transgaz SA Mediaş, în calitate de operator tehnic al Sistemului Naţional de Transport gaze naturale din România a elaborat Planul de Dezvoltare al sistemului de transport gaze naturale în perioada 2014-2023.

Documentul prezintă direcțiile de dezvoltare ale rețelei românești de transport gaze naturale și proiectele majore pe care compania intenționează să le implementeze în următorii 10 ani, în scopul atingerii unui grad maxim de transparenţă în ceea ce priveşte dezvoltarea sistemului naţional de transport gaze naturale şi posibilitatea actorilor de pe piaţă la o informare din timp asupra capacităţilor de transport existente şi planificate, astfel încât, prin consultări publice, deciziile privind investiţiile în reţeaua de transport gaze naturale să răspundă cerinţelor pieţei.

Planul de Dezvoltare al Sistemului Naţional de Transport (SNT) gaze naturale în perioada 2014 – 2023 elaborat în conformitate cu prevederile art. 128 lit.(e) din Legea nr.123/2012 a energiei electrice şi a gazelor naturale, cu obiectivele stabilite în Strategia Energetică a României pe perioada 2011-2035 şi Pactul pentru Energie din mai 2013 răspunde cerinţelor politicii energetice europene privind:

• asigurarea siguranţei în aprovizionarea cu gaze naturale;
• creşterea gradului de interconectare al rețelei naționale de transport gaze naturale la reţeaua europeană;
• creşterea flexibilităţii rețelei naționale de transport gaze naturale;
• liberalizarea pieţei gazelor naturale;
• crearea pieţei de gaze naturale integrate la nivelul Uniunii Europene.

Fiind un operator de transport și de sistem certificat în condițiile prevederilor celui deal treilea pachet legislativ în domeniul energetic, TRANSGAZ este membru al ENTSOG (Reţeaua europeană a operatorilor de sisteme de transport gaze naturale), organism în cadrul căruia compania cooperează cu toți operatorii de transport și de sistem ai Uniunii Europene în scopul creării unui cadru de reglementare comun şi a unei strategii şi viziuni comune de dezvoltare la nivelul Uniunii Europene în vederea creării pieţei energetice integrate.

În acest context, la elaborarea Planului de Dezvoltare a sistemului naţional de transport gaze naturale în perioada 2014 – 2023 s-a avut în vedere o coordonare cu planurile de dezvoltare avute în vedere de ceilalți operatori din regiune. Proiectele de dezvoltare descrise în plan de dezvoltare au fost identificate în urma unor analize și evaluări detaliate desfășurate de companie în ultima jumătate de an și au în vedere ultimele evoluții ale tendințelor și scenariilor de aprovizionare de pe piața europeană a gazelor naturale.

O dezvoltare durabilă a infrastructurii de transport gaze naturale din România, presupune un amplu program investiţional care să permită alinierea SNT la cerinţele de transport şi operare ale reţelei europeane de transport gaze naturale.

În contextul geopoliticii şi geostrategiei traseelor energetice europene, România beneficiază de avantajele localizării geografice pe coridoare importante de transport şi acces la resursele majore de gaze naturale recent descoperite în Marea Neagră, aspect ce conduce la necesitatea valorificării eficiente a acestor oportunităţi.

Prin Planul de dezvoltare al sistemului national de transport gaze naturale pe următorii 10 ani, Transgaz, propune proiecte majore de investiţii pentru dezvoltarea strategică şi durabilă a infrastructurii de transport gaze naturale din România şi conformitatea acesteia cu cerinţele reglementărilor europene în domeniu. Orientarea operatorilor sistemelor de transport gaze naturale din țările învecinate spre crearea de noi capacități de transport transfrontalier sau amplificarea celor existente denotă în mod clar preocuparea pentru o creștere semnificativă a gradului de interconectare întro zonă a Europei în care încă mai sunt multe de realizat pentru o piață perfect integrată.

În tot acest tablou, România este țara cu piața cea mai dezvoltată și, mai ales, cu cea mai mică dependență de gaze naturale din import. Adăugând în acest peisaj, pe lângă poziția geostrategică favorabilă, recent descoperitele resurse din Marea Neagră precum și potențialul viitor creat de gazele de șist, România ar putea juca în mod evident un rol definitoriu în regiune. În acest context infrastructura de transport gaze naturale devine probabil factorul cel mai important, iar Transgaz se află actualmente în fața unei provocări majore: dezvoltarea - în cel mai scurt timp posibil - a unor culoare de transport gaze naturale care să asigure atât gradul necesar de interconectivitate la nivel european cât și potențial suficient de transport gaze naturale pentru valorificarea resurselor pe piața autohtonă și pe cea regională.

Fig. 4- Culoarele de transport gaze naturale din SNT

3.3 Analiza activităţii corporative

3.3.1 Activitatea pe piaţa de capital

SNTGN TRANSGAZ SA Mediaş, o companie dinamică şi capabilă a-şi alinia activitatea la cerinţele contextului actual intern şi internaţional în care funcţionează, a reuşit să performeze şi pe piaţa de capital, fiind, la 6 ani de la listare, a- 9- a companie în top 100 companii listate la Bursa de Valori Bucureşti.

Acţiunea TGN, este o acţiune de portofoliu, atractivă, datorită obiectului de activitate al companiei, statutului de monopol deţinut de Transgaz în transportul gazelor naturale, poziţiei companiei pe piaţa energetică naţională şi internaţională, profilului financiar robust şi capacităţii societăţii de a genera performanţe, veniturilor stabile şi predictibile, politicii de dividende atractive, precum şi calităţii actului de management al companiei.

3.3.1.1 Caracteristicile şi evoluţia valorilor mobiliare emise de Transgaz

Tranzacţionarea acţiunilor Transgaz pe piaţa reglementată administrată de BVB are loc sub următoarele coordonate:

• Simbol TGN;
• Cod ISIN ROTGNTACNOR8;
• Secţiunea BVB-categoria I, piaţa principală REGS.

Activitatea desfăsurată de Transgaz în anul 2013, în calitate de emitent de valori mobiliare pe piata de capital din România, se prezintă astfel:

• în cele 248 de zile de tranzacţionare, au fost înregistrate un număr de 25.428 tranzacţii, ceea ce înseamnă un număr mediu zilnic de 103 tranzacţii;
• creșterea volumului de tranzacții în anul 2013 s-a datorat SPO-ului din luna aprilie dar şi vânzării în luna decembrie a întregului pachet de acțiuni TGN deținute de SC Fondul Proprietatea SA ;
• valoarea tranzacțiilor a avut un trend crescător, ajungând la un maxim de 402.335.656,05 lei în luna decembrie 2013, maxim datorat vânzării întregului pachet de acțiuni deținute de SC Fondul Proprietatea SA la Transgaz;
• preţul mediu de închidere al acţiunii TGN a avut valori mai mari la începutul anului 2013, urmând apoi un trend descendent, ajungând la o valoare de 184,56 lei/acțiune la finele anului 2013.

Luna	Volum acţiuni tranzacţionate	Valoare tranzacţii (lei)	Pret de închidere (lei/acţiune) din ultima zi a lunii
IANUARIE	41.112	12.764.424,55	211.00
FEBRUARIE	28.991	6.132.916,75	208.90
MARTIE	51.077	11.368.069,55	215.00
APRILIE	126.190	24.460.121,60	194.50
MAI	138.072	28.332.451,25	208.80
IUNIE	160.148	31.512.968,25	180.00
IULIE	63.896	13.900358,45	185.50
AUGUST	127.631	24.082.178,45	186.70
SEPTEMBRIE	185.230	34.779.407,40	186.90
OCTOMBRIE	103.234	20.315.010,80	182.45
NOIEMBRIE	183.833	36.652.835,00	190.00
DECEMBRIE	2.305.057	402.335.656,05	185.25
TOTAL	3.514.473	646.636.398,10	x

Sursa: www.ktd.ro

Tabel 25- Evoluţia preţului mediu de închidere al acţiunii TGN în anul 2013

Grafic 31- Evoluţia preţului mediu de închidere al acţiunii TGN în anul 2013

La sfârşitul anului 2013, capitalizarea bursieră a SNTGN Transgaz SA a fost de 2.18 mld. Lei, respectiv 486.3 milioane EURO.

Evolutia acţiunii TGN în cursul anului 2013

Grafic 32–Evoluţia acţiunii TGN în anul 2013

După cum se poate observa, în prima parte a anului 2013 acţiunea TGN a avut valori comparabile cu cele ale indicilor BET, BETC şi BETFI, pentru perioade relativ scurte de timp, chiar depăşindu-i pe aceştia, ca mai apoi începând din iulie – august să urmeze un trend descendend şi depărtându-se astfel de valorile celor trei indici bursieri.

Acest trend descendent a fost determinat de influenţa mai multor factori cum ar fi: lichidarea companiei de proiect şi a Companiilor Naţionale Nabucco (NNC-uri), a derulării Ofertei Secundare de Vanzare a 15% din capitalul TGN dar şi a plasamentului privat prin care Fondul Proprietatea a vândut pachetul de 14.99% deţinut la Transgaz.

În perioada 2011-2013, pentru acţiunile TGN, principalii indicatori bursieri au înregistrat următoarele valori:

	Decembrie 2011	Decembrie 2012	Decembrie 2013
PER	6.99	8.26	6.45
P/BV	1.02	0.79	0.71
EPS	31.94	32.24	28.61
DIVY	12.88	13.65	7.91

Tabel 26– Evoluţia indicatorilor bursieri ai acţiunii TGN în perioada 2011-2013

Grafic 33 – Evoluţia indicatorilor bursieri ai acţiunii TGN în perioada 2011-2013

3.3.1.2 Politica cu privire la dividend

Valoarea dividendelor cuvenite acţionarilor se determină în conformitate cu Ordonanţa Guvernului nr.64 din 30 august 2001 privind repartizarea profitului la societătile nationale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi la regiile autonome, aprobată prin Legea nr. 769/200, cu modificările şi 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 naţionale cu capital integral sau majoritar de stat"

În anul 2013 suma propusă pentru dividende este determinată prin aplicarea cotei de 60,02435% asupra profitului net reîntregit cu suma reprezentând participarea salariaţilor la profit.

Societatea înregistrează şi achită dividende repartizate din profitul net, numai după aprobarea situaţiilor financiare anuale de către Adunarea Generală a Acţionarilor.

Situaţia dividendelor aferente perioadei 2011-2013 este prezentată în tabelul de mai jos:

Specificaţii	UM	2011	2012	2013 propunere
Profit net rămas reîntregit cu suma reprezentând participarea salariaţilor la profit determinată conform OMFP nr.144/2005 si înregistrată la cheltuieli	lei	89.258.615,00	294.876.836,00	344.833.681,00
Profit net	lei	379.571.465,00	284.852.188,00	334.491.415,00
Dividende	lei	350.389.597,44	250.665.138,76	206.984.177,52
Pondere dividende
*în profitul net reîntregit	%	90.01	85.01	60.02435
*în profitul net	%	92.31	87.99	61.88027

Tabel 27- Situaţia dividendelor aferente perioadei 2011-2013

Intenţia Transgaz de achiziţionare de acţiuni proprii

Nu este cazul.

Numărul şi valoarea nominală a acţiunilor emise de societatea mamă deţinute de filiale

Nu este cazul.

Obligaţiuni şi/sau alte titluri de creanţă

Nu este cazul.

3.3.2 Fuziuni sau reorganizări semnificative în timpul exerciţiului financiar

În cursul anului 2013 nu au avut loc fuzionări sau reorganizări, cu excepţia înfiinţării Reprezentanţei Bucureşti a SNTGN Transgaz SA unde se desfăşoară activităţi proprii de birou pentru societate.

În data de 29 ianuarie 2013, prin Hotararea AGEA nr.3, art. 3 s-a aprobat desfiinţarea Exploatarii Teritoriale de Tranzit Constanţa, prin preluarea patrimoniului şi personalului acesteia de către Exploatarea Teritorială Constanţa.

3.3.3 Guvernanţa Corporativă

Guvernanţa corporativă este un concept cu o conotaţie foarte largă, care include elemente precum: responsabilitatea managerilor pentru acurateţea informaţiilor din rapoartele financiare, existenţa termenelor limită foarte strânse pentru raportarea financiară, comunicarea şi transparenţa totală asupra rezultatelor financiare, transparenţa auditului intern, a proceselor şi auditului extern.

În detaliu, guvernaţa corporativă se referă la modul în care sunt împărţite drepturile şi responsabilităţile între categoriile de participanţi la activitatea companiei, cum ar fi consiliul de administraţie, managerii, acţionarii şi 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 şi cum se monitorizează performanţele economice.

Practica confirmă necesitatea intensificării eforturilor de acceptare a guvernanţei corporative, deoarece s-a observat că organizaţiile care se dedică implementării principiilor acesteia au reuşit chiar să ajungă să-şi maximizeze performanţele.

Obiectivele strategice generale şi specifice ale activităţii Transgaz sunt stabilite în contextul alinierii la cerinţele noii politici energetice europene privind siguranţa şi securitatea energetică, dezvoltarea durabilă şi competitivitatea.

În acest context, implementarea şi dezvoltarea principiilor guvernanţei corporative, dezvoltarea practicilor de afaceri responsabile, transparente, devine tot mai mult o necesitate în fundamentarea şi aplicarea strategiilor şi politicilor de business ale companiilor.

Subscriind acestui deziderat, Transgaz urmăreşte ca prin aplicarea eficientă a prevederilor Regulamentului de Guvernanţă Corporativă să asigure un cadru riguros de dimensionare şi reglementare a principiilor guvernanţei corporative la nivelul companiei.

Regulamentul de guvernanţă corporativă al societăţii a fost avizat de Consiliul de Administraţie prin Hotărârea nr.3/18.01.2011 şi aprobat de Adunarea Generală a Acţionarilor din 2 martie 2011, prin Hotărârea AGA nr.1/2011(art.4).

Documentul are o structură conformă cu cerinţele în materie şi cuprinde un număr de 9 capitole, astfel:

• Cap.1 Structuri de guvernanţă corporativă: Consiliul de Administraţie, Comitetele consultative, Conducerea executivă. Atribuţiile conducerii executive sunt stabilite prin Regulamentul de Organizare şi Funcţionare al Transgaz iar prin Codul de Conduită Profesională se reglementează normele etice de conduită obligatorie pentru toţi angajaţii şi se aplică în toate structurile organizatorice şi ierarhice ale companiei;

• Cap.2 Drepturile deţinătorilor de acţiuni: drepturile deţinătorilor de acţiuni, tratamentul deţinătorilor de acţiuni;

• Cap.3 Consiliul de Administraţie: rolul şi obligaţiile Consiliului de Administraţie, structura Consiliului de Administraţie, numirea membrilor Consiliului de Administraţie, remunerarea membrilor Consiliului de Administraţie;

• Cap.4 Transparenta, raportarea financiar,. controlul intern si administrarea riscului: transparenta si raportarea financiară;
• Cap.5 Conflictul de interese şi tranzacţiile cu persoane implicate: conflictul de interese; tranzacţiile cu persoane implicate;
• Cap.6 Regimul informaţiei corporative;
• Cap.7 Responsabilitatea socială;
• Cap.8 Sistemul de administrare;
• Cap.9 Dispoziţii finale.

Raportarea privind guvernanţa corporativă este din anul 2010, pentru companiile listate la bursă, obligatorie de prezentat în Raportul Administratorilor.

Companiile listate la bursă şi care au decis să implementeze principiile de guvernanţă corporativă completează obligatoriu, începând cu anul 2011 Declaraţia"Aplici sau Explici".

Transgaz a aderat la Codul de Guvernanţă Corporativă al Bursei de Valori Bucureşti şi aplică din recomandările acestui cod, conform Declaraţiei privind conformarea sau neconformarea cu prevederile Codului de Guvernanţă Corporativă (Declaraţia "aplici sau explici") recomandările aferente principiilor nr: 1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11. 12. 13. 15. 17.18 şi explică recomandările aferente principiului nr: 14. 16 si 19.

ACTELE JURIDICE ÎNCHEIATE ÎN CONDIŢIILE ART.52 ALIN.(1) ŞI ALIN.(6) DIN O.U.G nr.109/30.11.2011

În anul 2013, societatea nu a încheiat tranzacţii cu administratorii, directorii, cu angajaţii sau cu acţionarii care deţin controlul asupra societăţii.

Până în luna mai 2013, acţionarul majoritar al SNTGN Transgaz SA a fost Ministerul Economiei. Conform prevederilor art.2 din OUG nr.18/2013, la data de 1 mai 2013, acţiunile deţinute de stat la Societatea Naţională de Transport Gaze Naturale "Transgaz" - S.A. Mediaş trec din administrarea Ministerului Economiei în administrarea Ministerului Finanţelor Publice.

Nr. crt.	Datele Contractului	Clauze contractuale prevazute in contract
	Parti contractante	încheiat între SNTGN Transgaz SA si SNGN Romgaz SA
1.	Nr. contract	Contract nr. 20/2009 – prelungit cu act aditional nr.11/2013
	Obiectul Contractului	Servicii de vânzare-cumpărare gaze naturale interne
	Valoarea contractului	100.754.447,00 Lei fara TVA

Tranzacţii încheiate:

	Penalitati si garantii stipulate	-
	Termene si modalitati de plata	90 zile de la data emiterii facturii
	Durata contractului	01.07.2013- 31.03.2014
	Valoare realizata din contract la 31.12.2013	42.658.976,37 lei fara TVA
	Parti contractante	încheiat între SNTGN Transgaz SA si SNGN Romgaz SA
2.	Nr. contract	Contract nr.768/2013
	Obiectul Contractului	Servicii de înmagazinare subterană;
	Valoarea contractului	2.823.840,00 Lei fara TVA
	Penalitati si garantii stipulate	-
	Termene si modalitati de plata	15 zile de la data emiterii facturii
	Durata contractului	16.04.2013- 15.04.2014
	Valoare realizata din contract la 31.12.2013	1.916.480 lei fara TVA
	Parti contractante	încheiat între SNTGN Transgaz SA si SNGN Romgaz SA
3.	Nr. contract	Contract nr. 32 / 20.06.2013
	Obiectul Contractului	Servicii de transport gaze naturale;
	Valoarea contractului	45,518,800,85 lei fara TVA
	Penalitati si garantii stipulate	-
	Termene si modalitati de plata	90 zile de la data emiterii facturii.
	Durata contractului	01.07.2013 – 01.07.2014
	Valoare realizata din contract la 31.12.2013	26.063.995,29 lei fara TVA
	Parti contractante	încheiat între SNTGN Transgaz SA şi SC Electrocentrale Galaţi SA
4.	Nr. contract	Contract nr. 15 / 20.06.2013
	Obiectul Contractului	Servicii de transport gaze naturale
	Valoarea contractului	18.904.687,39 Lei
	Penalitati si garantii stipulate	-
	Termene si modalitati de plata	15 zile de la data emiterii facturii;
	Durata contractului	01.07.2013 – 01.07.2014
	Valoare realizata din contract la 31.12.2013	9.553.744,31 lei fara TVA
	Parti contractante	încheiat între SNTGN Transgaz SA si SC Electrocentrale Bucuresti SA
5.	Nr. contract	Contract nr.14 / 20.06.2013
	Obiectul Contractului	Servicii de transport gaze naturale

	Valoarea contractului	38.572.094,01 Lei fara TVA
	Penalitati si garantii stipulate	-
	Termene si modalitati de plata	15 zile de la data emiterii facturii;
	Durata contractului	01.07.2013 – 01.07.2014
	Valoare realizata din contract la 31.12.2013	56.375.326,58 lei fara TVA
	Parti contractante	încheiat între SNTGN Transgaz SA si Complexul Energetic Hunedoara
6.	Nr. contract	Contract nr. 8 / 20.06.2013
	Obiectul Contractului	Servicii de transport gaze naturale;
	Valoarea contractului	814,068,93 Lei fara TVA
	Penalitati si garantii stipulate	Cont garantat
	Termene si modalitati de plata	15 zile de la data emiterii facturii
	Durata contractului	01.07.2013 – 01.07.2014
	Valoare realizata din contract la 31.12.2013	3.484.925,96 lei fara TVA

Guvernanţa corporativă şi Declaraţia "Aplici sau Explici" sunt prezentate detaliat în Anexa nr.1

3.4 Analiza activităţii financiare

3.4.1 Poziţia Financiară

Conform art.1 din OMFP nr. 881/25 iunie 2012 privind aplicarea de către societăţile comerciale ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piată reglementată a Standardelor Internaţionale de Raportare Financiară, începând cu exerciţiul financiar al anului 2012, societăţile comerciale ale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piaţă reglementată au obligaţia de a aplica Standardele Internaţionale de Raportare Financiară (IFRS) la întocmirea situaţiilor financiare anuale individuale

	31.12.2011	31.12.2012	31.12.2013	Dinamica (%)
Denumire indicator	mii lei	mii lei	mii lei
0	1	2	3	4=2/1	5=3/2	6=3/1
Imobilizări necorporale	2.458.211	2.495.793	2.533.955	101.53	101.53	103.08
Imobilizări corporale	760.866	742.425	694.971	97.58	93.61	91.34
Active financiare disponibile pentru vânzare	65.384	105.357	5.953	161.14	5.65	9.10
Active imobilizate	3.284.461	3.343.575	3.234.879	101.80	96.75	98.49
Stocuri	43.226	35.828	34.054	82.89	95.05	78.78
Creanţe comerciale şi alte creanţe	370.803	347.782	398.893	93.79	114.70	107.58
Casa şi conturi la bănci	274.147	178.638	267.262	65.16	149.61	97.49
Active circulante – TOTAL	688.176	562.248	700.209	81.70	124.54	101.75
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an	372.562	358.276	323.037	96.17	90.16	86.71
Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă mai mare de un an	591.416	559.971	539.417	94.68	96.33	91.21
Total datorii	963.978	918.248	862.455	95.26	93.92	89.47
Capitaluri proprii
Capital social	117.738	117.738	117.738	100.00	100.00	100.00
Ajustări ale capitalului social la hiperinflaţie	441.419	441.419	441.418	100.00	100.00	100.00
Prime de capital	247.479	247.479	247.479	100.00	100.00	100.00
Alte rezerve	1.265.797	1.265.797	1.265.797	100.00	100.00	100.00
Rezultatul reportat	936.226	915.142	1.000.201	97.75	109.29	106.83
Total capitaluri proprii si datorii	3.972.637	3.905.823	3.935.088	98.32	100.75	99.05

Pentru perioada 2011 - 2013 situaţia poziţiei financiare se prezintă astfel:

Tabel 28-Situaţia poziţiei financiare a societăţii în perioada 2011-2013

Imobilizări necorporale

Începând cu anul 2010,Societatea, în conformitate cu procesul de aprobare UE, a început să aplice IFRIC 12. Angajamente de concesiune a serviciilor, adoptat de către UE. Domeniul de aplicare al IFRIC 12 cuprinde: infrastructura existentă la momentul semnării acordului de concesiune şi. de asemenea. modernizările şi îmbunătăţirile aduse sistemului de conducte, care sunt transferate autorităţii de reglementare la sfârşitul acordului de concesiune.

Societatea are dreptul de a taxa utilizatorii serviciului public şi, în consecinţă, un activ necorporal a fost recunoscut pentru acest drept.

Datorită faptului că Acordul de Concesiune a Serviciilor ("ACS") nu a avut o substanţă comercială (i.e. nu a modificat nimic substanţial în modul în care Societatea a operat activele; fluxurile de numerar s-au modificat numai cu plata redevenţei, dar, pe de altă parte, tariful de transport a crescut pentru a acoperi redevenţa), activul necorporal a fost măsurat la valoarea netă rămasă a activelor derecunoscute (clasificate în situaţiile financiare ca şi imobilizări corporale la data aplicării IFRIC 12). În consecinţă, Societatea a continuat să recunoască activul, dar l-a reclasificat ca şi activ necorporal. Societatea a testat activele necorporale recunoscute la acea dată fără a identifica depreciere.

Pe măsură ce apar, costurile înlocuirilor sunt trecute pe cheltuială, în timp ce îmbunătăţirile activelor utilizate în cadrul ACS sunt recunoscute la valoarea justă. Activele necorporale sunt amortizate la zero pe parcursul perioadei rămase a acordului de concesiune.

Imobilizările necorporale au crescut cu 38.163 mii lei comparativ cu 31.12.2012 în principal pe seama îmbunătăţirilor aduse sistemului naţional de transport.

Imobilizări corporale

Imobilizările corporale cuprind clădiri auxiliare activelor operaţionale, clădiri de birouri, terenuri, active folosite pentru activitatea de tranzit precum şi obiective aferente sistemului naţional de transport preluate cu titlu gratuit.

Imobilizările corporale au înregistrat o reducere de 47.457 mii lei comparativ cu 2012, aceasta fiind determinată în principal de faptul că intrările de imobilizări corporale în valoare de 9.954 mii lei au fost depăşite de cheltuiala cu amortizarea privind imobilizările corporale în valoare de 57.294 mii lei.

Imobilizări financiare

Imobilizările financiare au crescut în cursul anului 2013, creştere care se explică prin contribuţia la majorarea capitalului social al Nabucco Gas Pipeline International GmbH Viena cu suma de 7.538.834.93 Euro, asigurată partial (2.538.834.93 Euro) din surse proprii Transgaz şi parţial (5.000.000 Euro) din finanţarea nerambursabilă din partea consorţiului Shah Deniz.

Stocuri

La 31 decembrie 2013 stocurile au înregistrat o reducere de 1.773 mii lei comparativ cu 31 decembrie 2012 ca urmare a derulării programelor de reparaţii şi investiţii ale societăţii.

Creanţe comerciale şi alte creanţe

La 31 decembrie 2013, soldul creanţelor comerciale şi alte creanţe a crescut cu 51.111 mii lei faţă de 2012, această creştere fiind determinată în principal de următorii factori:

• creşterea soldului creanţelor clienţi cu 37.480 mii lei ca urmare a creşterii în principal a veniturilor în anul 2013 faţă de anul 2012;
• creşterea avansurilor către furnizori cu 19.140 mii lei;
• scăderea soldului altor creanţe cu 5.520 mii lei;
• scaderea provizioanelor pentru deprecierea creanţelor cu 2.797 mii lei.

Casa şi conturi la bănci

La 31 decembrie 2013 numerarul societăţii a crescut cu 88.624 mii lei comparativ cu sfârşitul anului 2012, această creştere fiind determinată de faptul că numerarul generat de activitatea de exploatare în valoare de 496.179 mii lei a depăşit numerarul utilizat pentru activităţile de investiţii (185.178 mii lei) şi finanţare (222.377 mii lei)

Datorii ce trebuie plătite într-o perioadă de un an

În structura datoriilor ce trebuie plătite într-o perioadă de un an se constată următoarele modificări faţă de anul precedent:

• creşterea soldului datoriilor comerciale şi altor datorii cu 6.785 mii lei pe seama creşterii în principal a datoriilor aferente redevenţelor cu 6.339 mii lei, a creşterii TVA de plata cu 7.575 mii lei, a creşterii datoriilor cu alte impozite cu 4.810 mii lei, a creşterii sumelor de plată către angajaţi cu 3.223 mii lei, a creşterii altor datorii cu 11.547 mii lei, a scăderii datoriilor comerciale cu 20.373 mii lei şi a scăderii furnizorilor de imobilizări cu 3.614 mii lei;
• creşterea provizionului pentru riscuri şi cheltuieli cu 2.419 mii lei pe seama creşterii provizionului pentru contractul de mandat cu 1.490 mii lei;
• reducerea datoriei privind impozitul pe profit ca urmare a aplicării de către Transgaz a plăţilor anticipate privind impozitul pe profit şi a reducerii obligaţiilor fiscale aferente anului 2014, anul 2013 fiind un an în care au avut loc retratări fiscale ca urmare a aplicării pentru prima dată a IFRS ca bază a situaţiilor financiare statutare;
• creşterea provizionului pentru beneficiile angajaţilor cu 1.561 mii lei determinată de creşterea cu rata inflaţiei a drepturilor salariale.

Datorii pe termen lung

Evoluţia datoriilor pe termen lung are la bază următoarele cauze:

• rambursarea parţială (24.000 mii lei) a împrumului contractat de la BRD Group Societe Generale cu scopul finanţării parţiale a programului de investiţii al Societăţii;
• creşterea veniturilor înregistrate în avans cu 7.919 mii lei ca urmare a încasării de fonduri europene pentru obiectivul SCADA;
• reducerea datoriei privind impozitul pe profit amânat cu 4.604 mii lei se datorează în principal creşterii provizionului pentru beneficiile angajaţiilor comparativ cu anul 2013, respectiv ca urmare a reducerii diferenţelor între baza contabilă şi baza fiscală a imobilizărilor corporale şi necorporale ale Transgaz.

La data de 31 decembrie 2013 situaţia împrumuturilor pe termen mediu şi lung angajate de Transgaz se prezintă astfel:

Banca	Valuta	Valoarea creditului	Sold la 31.12.2013
finanţatoare	creditului	(mii lei)	(mii lei)
BRD GSG	RON	120.000.00	48.000.00

Tabel 29– Situaţia împrumuturilor pe termen mediu şi lung la 31.12.2013

Capitaluri proprii

În anul 2013 nu s-a modificat capitalul subscris şi vărsat.

Creşterea rezultatului reportat cu 85.057 mii lei este determinată de realizarea unui profit în anul 2013 superior valorii dividendelor distribuite în cursul anului 2013, dividend aferent profitului realizat în anul 2012.

3.4.2 Rezultatul global

Nr. Specificaţie		Realizări (mii lei)			Dinamica (%)
crt.		2011	2012	2013
0	1	2	3	4	5=3/2	6=4/3	7=4/2
1.	TOTAL venituri. din care:	1.457.621	1.420.158	1.557.361	97.43	109.66	106.84
1.1	Venituri din exploatare	1.398.503	1.365.369	1.516.640	97.63	111.08	108.45
1.2	Venituri financiare	59.118	54.790	40.721	92.68	74.32	68.88
1.3	Venituri extraordinare	-	-	-
2.	TOTAL cheltuieli. din care:	994.137	1.025.612	1.127.429	103.17	109.93	113.41
2.1	Cheltuieli de exploatare	954.715	998.817	980.843	104.62	98.20	102.74
2.2	Cheltuieli financiare	39.422	26.795	146.586	67.97	547.06	371.84
2.3	Cheltuieli extraordinare	-	-	-
3.	PROFIT BRUT. din care:	463.484	394.546	429.932	85.13	108.97	92.76
3.1	Rezultat din exploatare	443.788	366.552	535.798	82.60	146.17	120.73
3.2	Rezultat financiar	19.696	27.995	-105.865	142.13	-378.16	-537.49
3.3	Rezultat extraordinar	-	-	-
4.	IMPOZIT PE PROFIT	82.689	113.404	100.045	137.15	88.22	120.99
5.	Venituri din impozitul pe profit amânat	8.161	49.793	4.604	610.13	9.25	56.41
6.	PROFIT NET	388.956	330.935	334.491	85.08	101.07	86.00

Situaţia contului de profit si pierdere pentru perioada 2011-2013 este următoarea:

Tabel 30– Situaţia contului de profit şi pierdere în perioada 2011-2013

Veniturile din exploatare

Veniturile activităţii de exploatare realizate în perioada 2011-2013 se prezintă astfel:

Nr.			Realizări
crt	Specificaţii	2011	2012	2013	Dinamica (%)
0	1	2	3	4	5=3/2*100	6=4/3*100	7=4/2*100
1.	Venituri din activitatea de transport intern al gazelor naturale
	- mii lei	1.092.023	1.052.112	1.210.480	96.35	115.05	110.85
	- MWh	136.133.151	130.466.645	119.741.363	95.84	91.78	87.96
	- lei/MWh	8.02	8.06	10.11	100.50	125.42	126.05
	- mii mc	12.820.532	12.273.576	11.258.941	95.73	91.73	87.82
	- lei/1000 mc	85.18	85.72	107.51	100.63	125.42	126.22
2.	Venituri din activitatea de transport international al gazelor naturale
	- mii lei	244.956	275.875	268.537	112.62	97.34	109.63
3.	Alte venituri din exploatare
	- mii lei	61.524	37.382	37.623	60.76	100.64	61.15
*	TOTAL VENITURI DIN EXPLOATARE	1.398.503	1.365.369	1.516.640	97.63	111.08	108.45

Tabel 31– Veniturile activităţii de exploatare realizate în perioada 2011-2013

Comparativ cu anul precedent, veniturile din exploatare sunt mai mari datorită creşterii tarifului de rezervare a capacităţii de transport.

Veniturile financiare

Evoluţia veniturilor financiare faţă de anul precedent este determinată de:

• reducerea veniturilor din dobânzi cu 5.800 mii lei cauzată de nivelul mai scăzut al depozitelor bancare şi scăderea ratelor dobânzilor bonificate la depozite;
• reducerea veniturilor din diferenţe de curs valutar cu 30.097 mii lei, diferenţe rezultate în principal din reevaluarea lunară a disponibilităţilor şi depozitelor în monedă străină;
• creşterea altor venituri financiare cu 21.920 mii lei, reprezentând finanţarea nerambursabilă de care a beneficiat societatea în scopul majorării participaţiei sale în compania Nabucco Gas Pipeline International GmbH.

Cheltuieli de exploatare

Cheltuielile activităţii de exploatare realizate în perioada 2011-2013 se prezintă astfel:

Nr.	Specificaţie	Realizări (mii lei)	Dinamica (%)
crt.		2011	2012	2013
0	1	2	3	4	5=3/2	6=4/3	7=4/2
1	Consum şi pierderi tehnologice pe sistemul de transport
	- mii mc	278.577	239.199	160.140	85.86	66.95	57.48
	- mii lei	133.898	118.925	95.500	88.82	80.30	71.32
	- lei/1000 mc	480.65	497.18	596.35	103.44	119.95	124.07
2	Materiale auxiliare	20.431	22.433	22.136	109.80	98.67	108.34
3	Energie.apă	6.309	7.020	7.612	111.27	108.43	120.65
4	Amortizare şi provizioane	159.559	164.540	180.880	103.12	109.93	113.36
5	Lucrări. servicii executate de terţi	156.905	147.106	108.884	93.76	74.02	69.39
6	Fond de salarii	185.034	190.687	194.972	103.05	102.25	105.37
7	CAS. ajutor somaj. sănătate. alte cheltuieli cu personalul	69.026	74.246	77.401	107.56	104.25	112.13
8	Cota gaze	39.832	40.338	43.036	101.27	106.69	108.04
9	Tichete de masă	9.308	9.228	9.266	99.14	100.41	99.55
10	Alte cheltuieli materiale	3.655	3.826	3.786	104.67	98.97	103.59
11	Cheltuieli cu alte impozite şi taxe	8.481	6.737	6.778	79.44	100.61	79.93
12	Taxa de acordare licenţă transport gaze şi tranzit internaţional	5.805	8.794	7.434	151.49	84.53	128.06
13	Redevenţa pentru concesiune SNT	133.698	132.799	147.902	99.33	111.37	110.62
14	Impozit pe monopol			40.121
15	Alte costuri din exploatare	22.774	72.137	35.135	316.75	48.71	154.28
*	TOTAL CHELTUIELI DE EXPLOATARE	954.715	998.817	980.843	104.62	98.20	102.74

Tabel 32- Cheltuielile activităţii de exploatare realizate în perioada 2011-2013

Comparativ cu anul 2012, cheltuielile de exploatare au înregistrat o scădere de 17.974 mii lei, determinată în principal de următorii factori:

• reducerea cheltuielilor cu consumul tehnologic cu 23.425 mii lei;
• reducerea cheltuielilor cu lucrări şi servicii executate de terţi cu 38.222 mii lei;
• creşterea cheltuielilor cu amortizarea cu 16.340 mii lei.

Cheltuieli financiare

Cheltuielile financiare se compun în principal din: ajustări pentru pierderea de valoare a imobilizărilor financiare, cheltuieli cu dobânzi şi comisioane aferente creditelor angajate şi cheltuieli cu diferenţele de curs valutar, după cum urmează:

• ajustări pentru pierderea de valoare a imobilizărilor financiare in valoare de 132.591 mii lei pe seama provizionului constituit pentru deprecierea participaţiei Transgaz la capitalul social al Nabucco Gas Pipeline International GmbH;
• cheltuielile privind dobânzile au scăzut cu 1.064 mii lei ca urmare a rambursării integrale a creditelor de la BIRD şi Unicredit Ţiriac şi a rambursării parţiale a creditului de la BRD;
• cheltuielile privind diferenţele de curs valutar au scăzut faţă de anul 2012 cu 14.959 mii lei;
• creşterea efectului actualizării provizionului pentru beneficiile angajaţilor cu 2.436 mii lei.

3.4.3 Situaţia fluxurilor de trezorerie

Situaţia fluxurilor de trezorerie în perioada 2011-2013 este redată mai jos:

Indicator	Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2011	2012	2013
Profit înainte de impozitare	461.731	394.546	429.933
Ajustări pentru:
Amortizare	159.559	164.540	180.880
Pierdere din cedarea de mijloace fixe	-389	122	-20
Provizioane pentru riscuri şi cheltuieli	-1.932	5.101	2.419
Provizioane pentru deprecierea imobilizărilor necorporale	-	-	806
Venituri din taxe de racordare	-12.991	-14.651	-16.958
Provizion pentru beneficiile angajaţilor	1.266	29.137	-2.123
Provizioane pentru deprecierea creanţelor	-6.327	9.355	162
Provizioane pentru deprecierea imobilizărilor financiare	-	-	132.591
Pierdere /(câştig) din deprecierea stocurilor	-716	-556	891
Pierdere din creanţe	2.823	41	83
Cheltuiala cu dobânda	7.084	3.929	2.865
Efectul actualizării provizionului pentru beneficiile acordate angajaţilor	2.158	2.609	5.046

Indicator		Exerciţiul financiar încheiat la 31 decembrie (mii lei)
	2011	2012	2013
Venituri din dobânzi	-18.719	-15.364	-9.563
Efectul variaţiei ratelor de schimb asupra altor elemente decât cele din exploatare	-153	21	-119
Alte venituri	-1.236	-1.074	-23.167
Profit din exploatare înainte de modificările în capitalul circulant	592.158	577.756	703.726
(Creştere)/ descreştere creanţe comerciale şi alte creanţe	-27.015	10.662	-95.669
(Creştere)/Descreştere stocuri	-14.881	7.954	882
Creştere/(Descreştere) datorii comerciale şi alte datorii	10.624	-17.075	26.451
Numerar generat din exploatare	560.886	579.296	635.391
Dobânzi plătite	-7.199	-3.962	-2.865
Dobânzi primite	18.201	15.601	9.703
Impozit pe profit plătit	-78.007	-82.872	-146.050
Intrări de numerar net generat din activitatea de exploatare	493.881	508.063	496.179
Flux de trezorerie din activităţi de investiţii
Plăţi pentru achiziţia de imobilizări corporale şi necorporale	-118.804	-168.504	-174.046
Încasări din cedarea de imobilizări corporale	716	112	135
Achiziţia de investiţii financiare. net	-27.041	-39.973	-11.268
Numerar net utilizat în activităţi de investiţii	-145.129	-208.365	-185.178
Flux de trezorerie din activităţi de finanţare
Dividende plătite	-335.219	-350.122	-253.386
Numerar din taxe de racordare	58.488	5.114	55.009
Încasări din împrumuturi pe termen lung	44.500	-	-
Rambursări de împrumuturi pe termen lung	-47.671	-42.413	-24.000
Numerar net utilizat în activităţi de finanţare	-279.902	-387.421	-222.377
Modificarea netă a numerarului şi echivalentului de numerar	68.850	-87.723	88.624
Numerar şi echivalent de numerar la început de an	197.511	266.361	178.638
Numerar şi echivalent de numerar la sfârşit de an	266.361	178.638	267.262

Tabel 33- Situaţia fluxurilor de trezorerie în perioada 2011-2013

Din analiza fluxului de numerar la 31 decembrie 2013 se constată o creştere a disponibilităţilor cu 88.624 mii lei comparativ cu anul precedent.

Modificările survenite în structura fluxului de numerar pentru anul 2013 sunt:

• fluxul de numerar generat din exploatare este de 496.179 mii lei cu 11.884 mii lei mai mic decât cel aferent anului 2012;
• fluxul de numerar utilizat în activitatea de investiţii este de 185.178 mii lei cu 23.187 mii lei mai mic decât cel aferent anului 2012;
• fluxul de numerar utilizat în activitatea de finanţare este de 222.377 mii lei cu 165.044 mii lei mai mic decât cel aferent anului 2012.

3.4.4 Evaluarea activităţii privind managementul riscului financiar

Factori de risc financiar

Prin natura activităţilor efectuate, societatea este expusă unor riscuri variate care includ: riscul de piaţă (inclusiv riscul monetar, riscul de rată a dobânzii privind valoarea justă, riscul de rată a dobânzii privind fluxul de trezorerie şi riscul de preţ), riscul de credit şi riscul de lichiditate.

Programul societăţii privind managementul riscului se concentrează asupra imprevizibilităţii pieţelor financiare şi caută să minimalizeze potenţialele efecte adverse asupra performanţelor financiare ale societăţii.

Societatea nu utilizează instrumente financiare derivate pentru a se proteja de anumite expuneri la risc.

Riscul de piaţă

Riscul valutar

Societatea este expusă riscului valutar prin expunerile la diferite devize, în special la dolarul SUA şi Euro. Riscul valutar este asociat activelor şi obligaţiilor recunoscute.

Societatea nu întreprinde acţiuni formale de minimalizare a riscului valutar aferent operaţiunilor sale; aşadar, societatea nu aplică contabilitatea acoperirii împotriva riscului. Conducerea consideră totuşi că Societatea este acoperită în ce priveşte riscul valutar, având în vedere că vânzările în devize (în special veniturile din tranzit) sunt utilizate pentru stingerea obligatiilor exprimate în devize.

Următorul tabel prezintă senzitivitatea profitului şi pierderii, precum şi a capitalurilor proprii faţă de posibilele modificări rezonabile ale cursului de schimb aplicat la sfârşitul perioadei de raportare monedei funcţionale a societăţii, cu toate variabilele menţinute constante:

	2013	2012
Impactul asupra profitului şi pierderii şi a capitalurilor proprii a:
Aprecierii dolarului SUA cu 10%	3.654.009	2.663.068
Deprecierii dolarului SUA cu 10%	(3.654.009)	(2.663.068)
Aprecierii Euro cu 10%	2.635.180	5.029.460
Deprecierii Euro cu 10%	(2.635.180)	(5.029.460)

Riscul de preţ

Societatea este expusă riscului preţului mărfurilor aferent gazului achiziţionat pentru consumul propriu. Dacă preţul gazului ar fi fost cu 5% mai mare/ mai mic, profitul net aferent anului ar fi fost mai mic/ mai mare cu 4.011.003 lei (2012: 5.083.885 lei).

Riscul de rată a dobânzii privind fluxul de trezorerie şi valoarea justă

Societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin împrumuturile sale pe termen lung şi scurt, dintre care majoritatea au rate variabile. De asemenea, societatea este expusă riscului ratei dobânzii prin depozitele la bănci.

Societatea nu a încheiat nici un fel de angajamente în vederea diminuării riscului.

Pentru expunerea medie în 2013, dacă ratele dobânzii ar fi fost cu 50 de puncte de bază mai mici/ mai mari, cu toate variabilele menţinute constante, profitul aferent anului şi capitalurile proprii ar fi fost cu 829.187 lei (2012: profit de 787.254 lei) mai mic/ mai mare, în special ca urmare a reducerii ratei dobânzii la depozitele bancare, compensate parţial de cheltuiala redusă cu dobânda pentru obligaţiile cu dobândă variabilă.

Riscul de credit

Riscul de credit este legat în special de numerar şi echivalente de numerar şi de creanţele comerciale. Societatea a elaborat o serie de politici prin aplicarea cărora se asigură că vânzările de produse şi servicii se efectuează către clienţi corespunzători.

Valoarea contabilă a creanţelor, netă de provizioanele pentru creanţe incerte, reprezintă valoarea maximă expusă riscului de credit. Riscul de credit al societăţii este concentrat pe cei 5 clienţi principali, care împreună reprezintă 73% din soldurile de creanţe comerciale la 31 decembrie 2013 (2012: 73%).

Deşi colectarea creanţelor poate fi influenţată de factori economici, conducerea consideră că nu există un risc semnificativ de pierdere care să depăşească provizioanele deja create.

Numerarul este plasat la instituţii financiare, care sunt considerate ca fiind asociate unui risc minim de performanţă.

	2013	2012
Fără rating	59.511	53.863.544
BB-	86.883.471	34.639.436
BBB-	1.922.703	707.233
BBB+	122.973.017	60.361.920
BA1	-	187.202
A	53.982.844	28.727.413
A+	66.924	49.409
Caa2	1.262.981	-
	267.151.451	178.536.157

Riscul de lichiditate

Managementul prudent al riscului de lichiditate implică menţinerea de numerar suficient şi disponibilitatea de fonduri printr-o valoare adecvată a facilităţilor de credit angajate.

Societatea previzionează fluxurile de trezorerie. Funcţia financiară a societăţii monitorizează previziunile continue ale cerinţelor de lichidităţi ale societăţii pentru a se asigura că există numerar suficient pentru a răspunde cerinţelor operaţionale, menţinând în acelaşi timp un nivel suficient al facilităţilor de împrumut neutilizate în orice moment, astfel încât societatea să nu încalce limitele sau acordurile de împrumut (unde e cazul) pentru niciuna din facilităţile sale de împrumut.

Aceste previziuni iau în calcul planurile societăţii de finanţare a datoriei, respectarea acordurilor, respectarea obiectivelor interne referitoare la indicatorii din bilanţul contabil şi, dacă e cazul, a reglementărilor externe sau a dispoziţiilor legale– de pildă, restricţiile referitoare la monedă.

Departamentul financiar al societăţii investeşte numerarul suplimentar în conturi curente purtătoare de dobândă şi în depozite la termen, alegând instrumente cu maturităţi adecvate sau lichiditate suficientă pentru a oferi cadrul adecvat, stabilit conform prevederilor menţionate mai sus.

Tabelul de mai jos prezintă obligaţiile la 31 decembrie 2013 după maturitatea contractuală rămasă. Sumele prezentate în tabelul scadenţelor reprezintă fluxuri de trezorerie contractuale neactualizate.

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2013 este următoarea:

	Suma totală	mai puţin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Imprumuturi	49.333.053	24.963.393	24.369.660	-
Datorii comerciale şi alte
datorii	151.345.228	151.345.228	-	-
	200.678.281	176.308.621	24.369.660	-

Analiza maturităţii datoriilor financiare la 31 decembrie 2012 este următoarea:

	Suma totală	mai puţin de 1 an	1-5 ani	peste 5 ani
Credite şi împrumuturi	79.260.985	27.911.962	51.349.023	-
Datorii comerciale şi alte datorii	166.506.211	166.506.211	-	-
	245.767.196	194.418.173	51.349.023	-

Datoriile comerciale şi alte datorii includ datorii comerciale, furnizori de mijloace fixe, dividende de plată, datorii către Ministerul Economiei şi Comerţului şi alte datorii.

Managementul riscului de capital

Obiectivele societăţii legate de administrarea capitalului se referă la menţinerea capacităţii societăţii de a-şi continua activitatea cu scopul de a furniza compensaţii acţionarilor şi beneficii celorlalte părţi interesate şi de a menţine o structură optimă a capitalului astfel încât să reducă costurile de capital. Nu există cerinţe de capital impuse din exterior.

La fel ca şi celelalte companii din acest sector, Transgaz monitorizează capitalul pe baza gradului de îndatorare. Acest coeficient este calculat ca datorie netă împărţită la capitalul total.

Datoria netă este calculată ca împrumuturile totale (inclusiv "împrumuturile curente şi pe termen lung", după cum se arată în situaţia poziţiei financiare) mai puţin numerarul şi echivalentul de numerar. Capitalul total este calculat drept "capitaluri proprii", după cum se arată în situaţia poziţiei financiare plus datoria netă.

În 2013 şi 2012, strategia societăţii a fost să menţină gradul de îndatorare cât mai redus posibil pentru a menţine semnificativă capacitatea de a împrumuta fonduri pentru viitoare investiţii dacă şi când va fi cazul.

Gradul de îndatorare net la 31 decembrie 2013 şi 2012:

	2013	2012
Total împrumuturi	48.000.000	72.000.000
Mai puţin: numerar şi echivalente de
numerar	(267.261.555)	(178.637.942)
Poziţia netă de numerar	(219.261.555)	(106.637.942)

Estimarea valorii juste

Valoarea justă a instrumentelor financiare care sunt tranzacţionate pe o piaţă activă se bazează pe preţurile de piaţă cotate la sfârşitul perioadei de raportare.

Valoarea justă a instrumentelor financiare care nu sunt tranzacţionate pe o piaţă activă este stabilită prin intermediul tehnicilor de evaluare.

Se consideră că valoarea contabilă minus provizionul pentru deprecierea creanţelor şi datoriilor comerciale aproximează valorile juste ale acestora.

Valoarea justă a obligaţiilor financiare este estimată prin actualizarea fluxurilor de trezorerie contractuale viitoare utilizând rata curentă de piaţă a dobânzii disponibilă societăţii pentru instrumente financiare similare.

4. MANAGEMENTUL SOCIETĂŢII

4.1 Consiliul de Administraţie

Lista administratorilor societăţii de la începutul anului 2013 pâna în 30.04.2013.

• 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 – revocat în AGOA nr.5 din 30.04.2013;
• 1. RUSU IOAN membru CA numit prin ordinul Ministrului Economiei nr. 1022/05.06.2012, ales in baza hotărârii AGOA din 19.07.2012;
• 1. TRUTA OANA membru CA numit prin ordinul Ministrului Economiei nr. 8222/20.04.2011, ales în baza hotărârii AGOA din 29.04.2011 - revocat în AGOA nr.5 din 30.04.2013;
• 1. ALBULESCU MIHAI membru CA numit prin ordinul Ministrului Economiei nr. 576/24.03.2009, ales în baza hotărârii AGOA din 28.04.2009 - revocat în AGOA nr.5 din 30.04.2013;
• 1. RAICU IONICA membru CA numit prin ordinul Ministrului Economiei nr. 576/24.03.2009, ales în baza hotărârii AGOA din 28.04.2009 - revocat în AGOA nr.5 din 30.04.2013.

Administratorii societătii începand cu 30.04.2013.

În Adunarea Generală Ordinară a Acţionarilor nr. 5 din 30.04.2013, prin metoda votului cumulativ, s-au ales în calitate de membrii ai Consiliului de Administraţie, următoarele persoane:

• 1. VĂDUVA PETRU ION membru CA;
• 1. CERNOV RADU ŞTEFAN membru CA;
• 1. STERIAN ION membru CA;
• 1. PREDA MIHAELA membru CA;
• 1. RUSU IOAN membru CA.

În cadrul şedinţei Consiliului de Administraţie nr.8 din 4 iunie 2013 membrii acestuia au luat act de demisia Doamnei Preda Mihaela din data de 30.05.2013 din calitatea de administrator al sociatăţii şi numeşte începând cu data de 04.06.2013 pe domnul Iliescu Bogdan George în calitate de administrator provizoriu al Transgaz.

Administratorii societăţii începand cu 10.07.2013.

În Adunarea Generală Ordinară a Acţionarilor nr.8 din 10.07.2013, prin metoda votului cumulativ s-au ales în calitate de membrii ai Consiliului de Administraţie următoarele persoane:

• 1. CERNOV RADU ŞTEFAN membru CA până în prezent;
• 1. ILIESCU BOGDAN-GEORGE membru CA până în prezent;
• 1. NEACŞU VLAD-NICOLAE membru CA până în 24.01.2014;
• şi s-au reconfirmat în calitate de administratori Transgaz:
• 1. STERIAN ION preşedinte CA până în prezent.
• 1. VĂDUVA PETRU ION membru CA până în prezent;

CV-urile administratorilor

CV-urile administratorilor societăţii se găsesc pe pagina de web a Transgaz www.transgaz.ro

Acorduri/înţelegeri sau legături de familie special

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

Participarea administratorilor la capitalul Transgaz

În tabelul de mai jos este prezentată situaţia acţiunilor Transgaz deţinute de administratorii societăţii:

Numele si prenumele	Administratori	Număr actiuni detinute la 31.12.2013	Cota de participare (%)
Neacsu Vlad Nicolae	Membru CA	3.475	0.0295
Rusu Ioan	Membru CA	2.508	0.0213

Tabel 34- Situaţia acţiunilor Transgaz deţinute de administratorii societăţii

4.2 Managementul executiv

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

Personalul de conducere şi execuţie din cadrul Transgaz este numit. angajat şi concediat de directorul general.

Conform informaţiilor deţinute nu există vreun accord. înţelegere sau legătură de familie între persoanele menţionate şi o altă persoană datorită căreia acestea au fost numite ca membrii ai conducerii executive.

Conducerea executivă a societăţii este asigurată de următoarele persoane:

Nr. crt.	Nume şi prenume	Funcţia	Departament/Direcţie
1	Petru Ion Văduva	Director General
2	Gheorghe Haţegan	Director general adjunct
3	Ioan Rusu	Director general adjunct
4	Marius Lupean	Director	Departament Economic
5	Florea Vasile	Director	Departament Operare
6	Tătaru Ion	Director	Departament Dezvoltare
7	Cosma Florin	Director	Departament Exploatare şi Mentenanţă
8	Ghidiu Elisabeta	Director	Departament Strategie şi Management Corporativ
9	Ciprian Viorel Achim	Director	Departament Corp Control şi HSSEQ
10	Ciprian Octavian Alic	Director	Departament Accesare Fonduri Europene şi Relaţii Internaţionale
11	Idu Olga	Director	Direcţia Juridică
12	Mateş Angela	Director	Direcţia Resurse Umane
13	Oana Cristina Niculescu	Director	Direcţia Strategie Bugetară
14	Gabriela Elena Mareş	Director	Direcţia Cooperare şi Reglementări Europene
15	Mihai Fodor	Director	Direcţia Buget Finanţe
16	Dorin Vasile Deac Şuteu	Director	Direcţia Tehnologia Informaţiei şi Comunicaţii
17	Sorin Gabriel Deac	Director	Direcţia Pregătire. Execuţie Lucrări
18	Rău Ioan	Director	Direcţia de Echilibrare
19	Şai Alexandru	Director	Direcţia Măsurare. Calitate Gaze Naturale
20	Pătârniche Mihai	Director	Dispeceratul Naţional
21	Stroia Gheorghe Marius	Director	Direcţia Operator Piaţă Gaze Bucureşti
22	Bunea Florin	Director adjunct	Direcţia Operator Piată Gaze
23	Muntean Aurel	Director adjunct	Direcţia Măsurare. Calitate Gaze Naturale
24	Lascu Sergiu	Director adjunct	Direcţia Tehnologia Informaţiei şi Comunicaţii
25	Viorel Barbu	Director	Direcţia Reabilitare SNT
26	Adela Pînzar	Director	Direcţia Achiziţii Publice şi Contractări
27	Ilie Laţa	Director	Sucursala Mediaş
28	Leahu Mihai	Director	Departament Proiectare şi Cercetare

Tabel 35 – Conducerea executivă a SNTGN Transgaz SA Mediaş

Lista membrilor conducerii executive a companiei care deţin acţiuni Transgaz este prezentată mai jos:

Nr. crt.	Nume şi prenume	Funcţia	Număr acţiuni la 31.12.2013	Cota de participare (%)
3	Ioan Rusu	Director general adjunct	2.508	0.02130
4	Marius Lupean	Director	8	0.00006
5	Florea Vasile	Director	14	0.00012
6	Tătaru Ion	Director	25	0.00021
16	Dorin Vasile Deac Suteu	Director	17	0.00010
19	Şai Alexandru	Director	10	0.00008
20	Pătârniche Mihai	Director	97	0.00082
27	Ilie Laţa	Director	46	0.00040

Tabel 36- Lista membrilor conducerii executive a Transgaz. care deţin acţiuni la companie

4.3. Eventuale litigii sau proceduri administrative

Litigii sau proceduri administrative în care au fost implicate, în ultimii 5 ani, referitoare la conducerea administrativă şi executivă precum şi acelea care privesc capacitatea acestora de a-şi îndeplini atribuţiile în cadrul Transgaz

Nu este cazul.

5. ALTE ASPECTE

Lista tuturor entităţilor în care Transgaz deţine participaţii

NABUCCO GAS PIPELINE INTERNATIONAL GmbH, cu sediul în Viena, companie în care Transgaz deţine părţi sociale în procent de 17.93 % din capitalul social şi care are ca obiect de activitate dezvoltarea proiectului Nabucco. Lipsa de perspectivă a proiectului Nabucco în contextul deselectării acestuia de către Consorţiul Shah Deniz şi a incertitudinii punerii în operă a unor zăcăminte noi de gaze în viitorul previzibil în zona Mării Caspice şi a Orientului Mijlociu a determinat asociaţii Nabucco să ia decizia lichidării companiei de proiect şi a Companiilor Naţionale Nabucco (NNC-uri), lichidare voluntară şi controlată de asociaţii NIC realizată prin intermediul unui lichidator;

• SC MEBIS SA Bistrita, cu sediul în Bistriţa. (J06/150/1991) în care Transgaz deţine 17.47% din capitalul social, având ca obiect de activitate realizarea de structuri metalice şi ansamble sudate complexe, ansamble şi produse hidraulice. Societatea se află în procedura insolvenţei, conform Dosar nr.101/112/2009, pe rolul Tribunalului Bistriţa-Năsăud Secţia Comercială şi Contencios Administrativ şi Fiscal;
• SC "Resial"SA cu sediul în Alba Iulia (J01/77/1991) în care Transgaz deţine 68.16 % din capitalul social având ca obiect de activitate fabricarea şi comercializarea produselor refractare silico aluminoase. Societatea se află în procedura falimentului, conform Dosar nr.41/107/2005 pe rol la Tribunalul Alba Sectia Comercială.

Rating

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

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

La data de 30 octombrie 2008, ca urmare a retrogradării rating-ului suveran pe motivul creşterii riscurilor economice în România din cauza gradului crescut de îndatorare al sectorului privat şi dependenţei de surse nesigure de finanţare externă, agenţia Standard&Poor's a scăzut rating-ul corporativ de monedă străină al Transgaz de la BBB- la BB+. În acelaşi 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 îmbunătăţirea perspectivei Transgaz de la "negativă" la "stabilă" atât pentru împrumuturile în moneda străină cât şi pentru cele în moneda locală.

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

În anul 2012 s-a intervenit asupra ratingului Transgaz în două etape:

În luna iunie a avut loc plasarea sub supraveghere, cu implicaţii negative, ratingul BB+ acordat Transgaz atât pentru creditele pe termen lung în monedă străină cât şi pentru cele în monedă locală.

Conform Standard&Poor's principalele cauze care au determinat plasarea sub supraveghere, cu implicaţii negative a ratingului Transgaz au fost:

• cadrul de reglementare pentru activitatea de transport al gazelor naturale din România care a devenit mai puţin previzibil, ceea ce în opinia Standard&Poor's nu era în concordanţă cu evaluarea efectuată anterior asupra transparenţei şi predictibilităţii mediului de reglementare;
• menţinerea de către Guvernul României, acţionarul majoritar al operatorului sistemului naţional de transport gaze naturale SNTGN "Transgaz" SA Mediaş, a presiunii asupra companiei de a distribui dividende semnificative, dividende ce depăşeau estimările avute în vedere de Standard&Poor's la evaluările iniţiale.

În luna septembrie 2012, în urma întrunirii comitetului de evaluare al agenţiei a fost publicată decizia de scoatere de sub supraveghere a ratingului Transgaz şi atribuirea noului rating BB cu perspectiva negative, în scădere de la BB+.

În raportul elaborat de analiştii Standard & Poor's scăderea ratingului a fost motivată prin diminuarea susţinerii oferite de cadrul de reglementare al activităţii de transport al gazelor naturale din România, fapt care afectează nivelul de competitivitate al Transgaz, determinând agenţia să revizuiască profilul de risc al societăţii de la "acceptabil" la "slab".

Perspectiva negativă a ratingului reflectă opinia exprimată de Standard & Poor's conform căreia menţinerea incertitudinii cadrului de reglementare şi plata în continuare de dividende mărite ar putea slăbi profilul de risc al societăţii pe termen scurt până la mediu.

Ratingul BB cu perspectivă negativă a fost menţinut şi în anul 2013.

Anexele 1 şi 2 sunt parte integrantă a Raportului administratorilor pentru anul 2013.

Ion Sterian

Preşedinte al Consiliului de Administraţie