ELECTrica S.a. – PRINCIPALELE ELEMENTE ALE BVC … · a energiei electrice in regiunile Muntenia Nord judetele Prahova, ... excelenta operationala pentru eficienta si calitate;

1

ELECTRICA S.A. – PRINCIPALELE ELEMENTE ALE BVC CONSOLIDAT 2017

PREZENTAREA PRINCIPALELOR ELEMENTE

ALE BVC CONSOLIDAT PENTRU ANUL 2017

GRUPUL ELECTRICA

2


1. Indicatori macroeconomici

Indicatori U.M. 2016 2017 2018

Rata inflatiei (anuala)* % 1,3 2,0 3,1

PIB (anual)* % 4,2 1,2 3,1

Investitii straine directe* mld. EUR 3,9 3,6 3,5

Rata somajului (finalul anului)* % 6,2 6,3 6,2

Rata de schimb valutar* EUR/RON 4,4 4,45 4,20

Scenariul de referinta Transelectrica**

Consum intern net de energie electrica TWh 61,1 62,6 64,3

Ritm anual de crestere % 2,6 2,6 2,6

Scenariul de referinta ISPE***

Consum intern net TWh 62,7 64,3 66,0

Ritm anual de crestere % 2,6 2,6 2,6

*Sursa: Bloomberg

**Sursa: Transelectrica

***Sursa: ISPE

2. PREZENTARE GENERALA

Electrica SA (“Societatea”) este actionarul majoritar al Societatea de Distributie a Energiei Electrice

Transilvania Nord S.A. (“SDTN”), Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud S.A

(“SDTS”), Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord S.A. (“SDMN”), Electrica Furnizare

S.A. (“Electrica Furnizare”), FISE Electrica Serv S.A. (“Electrica Serv”), Servicii Energetice Oltenia S.A.

(“SE Oltenia”), Servicii Energetice Muntenia S.A. (“SE Muntenia”), denumite impreuna “Grupul” sau

“Grupul Electrica”.

3


Prezentarea filialelor Grupului

Filialale Electrica SA, precum si participatiile detinute la acestea, sunt urmatoarele

Filiala

Activitatea Cod unic de

inregistrare

Sediu

social

% participatie la 31

decembrie 2016

Societatea de Distributie a

Energiei Electrice

Muntenia Nord S.A

Distributia energiei electrice in

zona geografica Muntenia

Nord

14506181 Ploiesti 78,0000021%


Energiei Electrice

Transilvania Nord S.A


zona geografica Transilvania

Nord

14476722 Cluj-

Napoca 77,9999999%


Energiei Electrice

Transilvania Sud S.A


zona geografica Transilvania

Sud

14493260 Brasov 78,0000019%

Electrica Furnizare S.A. Comercializarea energiei

electrice 28909028 Bucuresti 77,9999700%

Electrica Serv S.A.

Servicii in sectorul energetic

(intretinere, reparatii,

constructii)

17329505 Bucuresti 100%

Servicii Energetice

Muntenia S.A. (in

reorganizare)



constructii)

29384120 Bucuresti 100%

Servicii Energetice Oltenia

S.A. (in reorganizare)



constructii)

29389861 Craiova 100%

Servicii Energetice

Moldova S.A.* (societate

in faliment)



constructii)

29386768 Bacau n/a

Servicii Energetice

Dobrogea S.A.* (societate

in faliment)



constructii)

29388378 Constanta n/a

*Societatea Energetica Electrica SA a pierdut controlul asupra Servicii Energetice Dobrogea incepand cu ianuarie 2015

si asupra Servicii Energetice Moldova incepand cu ianuarie 2016 ca urmare a inceperii procedurii de faliment a filialelor.

Sursa: Electrica

4


Grupul Electrica este principalul jucator al pietei de energie electrica din Romania, prin intermediul

principalelor segmente de activitate, care constau in distributia de energie electrica catre utilizatori si furnizarea

de energie electrica catre consumatori casnici si noncasnici.

In figura urmatoare sunt prezentate zonele acoperite de filialele Grupului si numarul de clienti pe care ii

deservesc:

Figura 1: Aria de acoperire a companiilor din Grup

Segmentul de distributie al Electrica functioneaza prin filialele acesteia SDMN, SDTN, SDTS si Electrica

Serv, aceasta din urma prestand in principal activitati de mentenanta si reparatii ale retelelor de distributie din

Grup.

Activitatea este limitata, din punct de vedere geografic si al serviciilor furnizate, fiind operatorul de distributie

a energiei electrice in regiunile Muntenia Nord judetele Prahova, Buzau, Dambovita, Braila, Galati si Vrancea

Transilvania Nord, judetele Cluj, Maramures, Satu Mare, Salaj, Bihor si Bistrita-Nasaud si Transilvania Sud

judetele Brasov, Alba, Sibiu, Mures, Harghita si Covasna operand cu statii de transformare si linii electrice cu

tensiuni de 0,4 kV si 110 kV. Grupul opereaza in baza unor Contracte de Concesiune a serviciului public de

distributie, acordate pentru o perioada de 49 de ani (valabile pana in 2054), cu posibilitatea de prelungire pentru

alti 24,5 ani.

Grupul detine Licente de Distributie exclusive pentru aceste regiuni care vor mai fi valabile inca 11 ani cu

posibilitate de prelungire. In cadrul activitatii de distributie, Electrica furnizeaza si servicii de intretinere

echipamente, reparatii si alte servicii conexe pentru reteaua sa si, intr-o mai mica masura, catre terti.

Segmentul de furnizare de energie electrica opereaza prin filiala acesteia Electrica Furnizare si furnizeaza

energie electrica catre consumatori, atat in piata de energie electrica reglementata (in regiunile geografice in

care opereaza segmentul de distributie al Grupului), cat si in cea concurentiala pe tot cuprinsul Romaniei.

Grupul detine doua licente de furnizare care acopera intregul teritoriu al Romaniei, din perioada de valabilitate

a acestora ramanand un termen de 5, respectiv 6 ani, si care pot fi prelungite.

Portofoliul Grupului include de asemenea segmentul de servicii energetice (mentenanta echipamentelor,

reparatii si alte servicii auxiliare, conexe retelei), realizate aproape in totalitate catre societatile de distributie.

Segmentul de servicii energetice este compus din Servicii Energetice Oltenia SA si Servicii Energetice

Muntenia SA, care sunt in proces de reorganizare.

5


Structura portofoliului Grupului

Figura 2: Portofoliul de afaceri al Grupului si procentele de detinere

Sursa: Electrica

Cota de piata detinuta pe segmentul de distributie acopera 40% din cantitatea distribuita la nivel national

conform Raport ANRE 2015, iar cota de piata a Grupului pe segmentul de furnizare este de aproximativ 22,5%

(conform raport ANRE pe luna noiembrie 2016).

3. Prezentarea metodologiei de realizare a bugetului consolidat

de venituri si cheltuieli

Bugetul de venituri si cheltuieli reprezinta pentru companiile din Grupul Electrica principalul instrument de

programare a veniturilor si cheltuielilor aferente activitatilor prestate pe piata de energie electrica, urmarind

asigurarea echilibrului financiar intern pentru desfasurarea activitatii in conditii de profitabilitate.

Companiile din Grupul Electrica acorda o mare atentie administrarii eficiente a resurselor si folosesc in acest

scop bugetul de venituri si cheltuieli – ca instrument de management financiar, atat la nivel de societate, cat si

la nivelul diferitelor tipuri de activitati ale societatilor.

Bugetul de venituri si cheltuieli reprezinta estimarea financiara a serviciilor prestate de companie, respectiv a

consumului de resurse necesare realizarii obiectivelor companiei.

In urma admiterii la tranzactionare la Bursa de Valori Bucuresti (BVB) si la London Stock Exchange (LSE) a

valorilor mobiliare ale Electrica SA, aceasta are obligativitatea intocmirii situatiilor financiare anuale

individuale si consolidate in conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara, aplicabile

societatilor comerciale ale caror valori mobiliare sunt admise la tranzactionare pe o piata reglementata.

Pentru a se asigura comparabilitatea informatiilor incluse in bugetul societatii cu cele raportate in situatiile

financiare anuale s-a considerat necesara si oportuna elaborarea unui buget de venituri si cheltuieli consolidat

pe formatul contului de profit si pierdere din situatiile financiare intocmite in conformitate cu Standardele

Internationale de Raportare Financiara (IFRS).

Electrica SA

Activitatea de Distributie Activitate de Furnizare Activitatea de Servicii

Energetice

78% Electrica Furnizare 78% SDMN

78% SDTN

78% SDTS

100%Electrica Serv

100% SE Muntenia

100% SE Oltenia 22% FP

22% FP

22% FP

22% FP

6


In acest proces, fiecare companie din Grup pregateste un set de valori bugetate in baza normelor legale

aplicabile, respectiv Ordinul Ministerului Finantelor Publice nr. 1802/2014. Aceste valori bugetate iau in

considerare normele stabilite de catre autoritatea de reglementare (ANRE) si obiectivul general al Grupului.

Cifrele rezultate sunt mapate pe formatul contului de profit si pierdere din situatiile financiare IFRS. Pe acest

format se efectueaza ajustarile de trecere de la normele statutare la cele IFRS, similar ajustarilor facute la

intocmirea situatiilor financiare IFRS individuale ale filialelor.

Bugetele ajustate ale companiilor incluse in perimetrul de consolidare se cumuleaza si se efectueaza ajustarile

pentru consolidare: eliminarea veniturilor si cheltuielilor nerealizate rezultate din tranzactii in cadrul Grupului,

profiturile nerealizate aferente tranzactiilor cu entitatile asociate contabilizate prin metoda punerii in

echivalenta sunt eliminate in contrapartida cu investitia, in limita interesului Grupului in entitatea asociata;

pierderile nerealizate sunt eliminate in acelasi fel ca si castigurile nerealizate, insa numai in masura in care nu

exista indicii de depreciere a valorii; de asemenea, retratarea unor elemente prezentate distinct in situatiile

consolidate comparativ cu cele individuale, etc.

Bugetul consolidat obtinut in urma operatiunilor mentionate anterior este un instrument eficient de control

asupra activitatii companiei, acesta stabilind o tinta de rezultate, permitand o mai buna supraveghere a

cheltuielilor, oferind o viziune realista asupra viitorului si asigurand continuitatea afacerilor atat pe termen

scurt, cat si pe termen mediu si lung.

Evolutia rezultatelor financiare pe parcursul anilor este afectata de efecte extraordinare, nerecurente, care pot

sa distorsioneze viziunea asupra evolutiei companiei si a subsidiarelor sale.

Fundamentarea de catre companie a propunerii de buget de venituri si cheltuieli pentru anul 2016 s-a efectuat

pe baza “prudentei” si “continuitatii activitatii’, in conditii de eficienta economica in dimensionarea resurselor

financiare necesare finantarii intregii activitati. Conform statutului societatii Bugetul consolidat de Venituri si

Cheltuieli este aprobat de Adunarea Generala a Actionarilor dupa avizarea acestuia de catre Consiliul de

Administratie.

4. Obiective strategice

Planul Strategic pentru perioada 2015 – 2018, care reflecta viziunea Consiliului de Administratie in ceea ce

priveste gestionarea activitatilor in interesul partilor implicate, pe termen mediu si lung, a fost formulat in

urma unei analize a urmatoarelor arii:

Mediul extern, pentru a determina principalii factori externi cu impact asupra pietei de energie si factorii

cheie care pot influenta semnificativ evolutia pietei de energie electrica in viitor;

Analiza industriei pentru a identifica tendintele pe piata energiei, evaluarea atractivitatii pietei si

determinarea factorilor critici de succes necesari pentru a concura si supravietui pe aceasta piata si ajuta la

definirea pozitionarii dorite a Grupului;

Analiza interna a Grupului, pentru a evalua performanta anterioara si curenta (in raport cu alti jucatori din

piata).

Pe baza analizelor mentionate anterior, Consiliul a formulat strategiile corporative si de afaceri ale Electrica

in legatura cu Grupul, si a stabilit obiectivele strategice si Planul de Masuri pe care Consiliul intentioneaza sa

le implementeze.

7


Directiile strategice corporative ale Electrica in legatura cu Grupul sunt urmatoarele:

Sa mentina si sa extinda activitatile de distributie si furnizare in Romania.

Sa exploreze potentialele oportunitati de extindere a segmentelor de distributie si furnizare in regiune.

Sa isi extinda portofoliul de afaceri, prin dezvoltarea "serviciilor cu valoare adaugata" aferente activitatilor

de distributie si furnizare, care pot fi oferite clientilor.

Sa renunte la activitatile si segmentele de afaceri neprofitabile.

Strategia de afaceri a Grupului Electrica abordeaza trei factori cheie de succes in implementarea sa:

excelenta operationala pentru eficienta si calitate;

asigurarea unei forte de munca dedicata si calificata;

cele mai bune standarde de guvernanta corporativa.

Planurile de masuri strategice definite de Consiliul de Administratie:

1. Performanta financiara generala a Grupului

2. Excelenta in managementul proceselor financiare

3. Performanta operationala generala a Grupului

4. Calitatea serviciilor oferite

5. Productivitatea angajatilor si sprijinirea dezvoltarii acestora

6. Implementarea programului de investitii de catre filialele din segemntul de distributie

7. Guvernanta Corporativa si consolidarea profilului nostru de sustenabilitate

Conform Planului de Masuri, Electrica vizeaza:

Restructurarea activitatilor in toate companiile Grupului cu scopul de a indeplini cele 7 obiective strategice

Sustinerea si asigurarea implementarii planului de investitii de catre filialele de distributie

Cresterea gradului de transparenta si intensificarea comunicarii cu toate partile interesate

Identificarea si punerea in aplicare a masurilor menite sa reduca numarul de angajati pentru a atinge

performanta concurentilor de pe piata

Instruirea personalului si valorificarea potentialului, expertizei si aptitudinilor acestuia, cu scopul de a

creste productivitatea muncii

Consolidarea aptitudinilor managementului Electrica prin instruire, pregatire si recrutare selectiva de noi

directori, inclusiv din afara Grupului

Continuarea punerii in aplicare a Planului de Actiune pentru Guvernanta Corporativa stabilit impreuna cu

BERD

8


5. Obiective strategice pentru segmentele din cadrul Grupului

Electrica

Informatii generale

O parte semnificativa a veniturilor Electrica (inainte de ajustarile de consolidare) provine din distributia si

furnizarea de energie electrica la preturi stabilite pe baza de tarife reglementate.

In conformitate cu Legea Energiei, tarifele aprobate de catre ANRE sunt destinate sa acopere costurile

justificabile ale activitatii companiei legate de distributia de energie electrica pe piata reglementata plus o rata

justificabila de rentabilitate a capitalului implicat in acea activitate. Tarifele sunt stabilite cu obiectivul de a fi

nediscriminatorii, bazate pe criterii obiective si determinate intr-o maniera transparenta in functie de ratele

tinta de rentabilitate aprobate de catre ANRE.

Segmentul de distributie

Segmentul de distributie contribuie cel mai mult la profitabilitatea operationala a Electrica. Distributia de

energie electrica este o activitate reglementata in Romania si tarifele specifice aplicabile serviciilor de

distributie trebuie sa fie aprobate de catre ANRE sub un mecanism ‘‘cos de tarife plafon’’ dupa cum este acesta

stabilit prin Ordinul nr. 31/2004 (aplicabil in prima perioada de reglementare 2005-2007), nr. 39/2007

(aplicabil in cea de a doua perioada de reglementare 2008-2012), nr. 51/2012 (aplicabil in anul de tranzitie

2013) si prin Ordinul nr. 72/2013 (aplicabil in cea de a treia perioada de reglementare 2014-2018), completat

si modificat de Ordinul ANRE nr. 146/2014, Ordinul nr. 112/2014 si Ordinul nr. 165/2015.

Metodologia ‘‘cos de tarife plafon’’ are ca scop reducerea fluctuatiilor veniturilor si evitarea fluctuatiilor

semnificative in preturile percepute clientilor pentru energia electrica. Modelul de tarif se bazeaza pe principiul

remunerarii prin tarife a costurilor controlabile si necontrolabile recunoscute, inregistrate de catre operatorul

de distributie, sursa principala de profit a companiei de distributie fiind rata de rentabilitate a capitalului

investit in activitatea de distributie. ANRE stabileste venitul anual reglementat necesar pentru fiecare an al

perioadei de reglementare pe baza proiectiilor asumate de operatorii de distributie in conformitate cu cerintele

metodologice.

Pentru ca ANRE sa stabileasca tariful de distributie a energiei electrice, operatorii de distributie trebuie sa

prezinte la inceputul fiecarei perioade reglementate de cinci ani un program de investitii cu cheltuielile anuale

de capital avute in vedere pentru a fi incluse in BAR (Baza Activelor Reglementate). Odata aprobat de catre

ANRE, programul de investitii este inclus in BAR si este remunerat in conformitate cu metodologia prevazuta

in Ordinul ANRE nr. 72/2013.

Anual, ANRE efectueaza corectia veniturilor datorata:

a) modificarii cantitatilor de energie electrica distribuita fata de cele prognozate;

b) modificarii cantitatilor si pretului de achizitie pentru CPT reglementat, fata de cele prognozate;

c) modificarii anuale a costurilor de operare si mentenanta necontrolabile fata de cele prognozate;

d) modificarilor veniturilor din energia reactiva fata de cele prognozate;

e) nerealizarii/depasirii programului de investitii aprobat;

f) veniturilor din alte activitati desfasurate de operatorul de distributie.

9


g) corectie aferenta modificarii RRR de la 8,52% la 7,7%, modificare aprobata prin ordinul ANRE nr.

146/2014.

Corectia veniturilor datorata nerealizarii programului de investitii aprobat se poate face in cursul unei perioade

de reglementare, daca valoarea anuala realizata este mai mica decat 80% din valoarea anuala aprobata anterior.

Aceasta corectie devine aplicabila in al doilea an dupa anul in care planul a fost realizat intr-o proportie mai

mica de 80% din valoarea aprobata. ANRE efectueaza în anul respectiv corectiile de amortizare şi rentabilitate

aferente investitiilor respective. Daca valoarea anuala realizata este mai mare decat 80% din valoarea anuala

aprobata anterior, corectiile de amortizare şi rentabilitate aferente investitiilor respective se fac la sfarsitul

perioadei de reglementare si se vor reflecta in veniturile perioadei urmatoare de reglementare.

Venitul anual este stabilit prin luarea in considerare a costurilor de distributie si a ratei de rentabilitate a bazei

de active reglementate (sau ‘‘BAR’’).

In stabilirea venitului reglementat, se vor exclude urmatoarele costuri:

costuri suportate de afiliati ai distribuitorului;

costuri aferente racordarii noilor utilizatori, care sunt suportate de terti prin tarife de racordare;

costuri suportate in legatura cu activitatile nereglementate realizate de operatorul de distributie pentru care

se utilizeaza reteaua de distributie si/sau salariatii implicati in executia serviciilor de distributie;

costuri rezultate din plata de daune catre utilizatori ca urmare a nerespectarii standardului de performanta

pentru serviciile de distributie sau pentru daune suferite de receptoarele electrice din cauza operatorului

de distributie;

costuri rezultate din amenzi si penalitati aplicate operatorului de distributie;

costuri rezultate din daune platite catre persoane fizice sau juridice pentru accidente sau daune produse de

operatorul de distributie, dispuse de o instanta.

Venitul din energia reactiva colectat de la utilizatori cu tarif reglementat este dedus din venitul anual

reglementat. Tarifele sunt aprobate in mod specific pentru o perioada de un an calendaristic. ANRE determina

durata perioadelor de reglementare, care in prezent este de cinci ani, pentru care se aplica modelul de calcul al

costurilor operationale si principiile de determinare a unui nivel rezonabil al pierderilor de retea.

Perioada curenta de reglementare (‘‘a treia perioada de reglementare’’) in cadrul careia Grupul opereaza a

inceput la 1 ianuarie 2014 si se va incheia la 31 Decembrie 2018. Se asteapta ca, atat cadrul actual de

reglementare, cat si regulile referitoare la determinarea BAR si a tarifelor de distributie sa ramana neschimbate

cel putin pana la sfarsitul lui 2018. ANRE stabileste nivelul anual al tarifelor de distributie in RON pe MWh

pentru fiecare companie de distributie si pentru fiecare nivel de tensiune (inalta, medie si joasa). Tarifele

facturate clientilor se cumuleaza in functie de nivelul de tensiune aferent (i.e. tariful pentru tensiune medie

include tariful pentru tensiune inalta, iar tariful pentru tensiune joasa include tariful pentru tensiune inalta si

tensiune medie).

Prin Ordinul ANRE nr.165/2015, s-a modificat metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de

distributie a energiei electrice, in sensul eliminarii procentelor maxime cu care puteau fi scazute tarifele de

distributie de la un an la altul, pastrandu-se insa limitele procentuale in cazul cresterii tarifelor de distributie.

In consecinta avem urmatoarele modificari la tarifele de distributie comparativ cu 2016:

- o scadere cu 3,4% a tarifului mediu ponderat pentru SDTS conform ordinului ANRE nr. 114/2016;

10


- o scadere cu 7,7% a tarifului mediu ponderat pentru SDMN conform ordinului ANRE nr. 112/2016;

- o scadere cu 5,6% a tarifului mediu ponderat pentru SDTN conform ordinului ANRE nr. 113/2016;

Obligatiile ANRE in stabilirea tarifelor

ANRE verifica urmatoarele informatii furnizate de un operator de distributie la stabilirea sau revizuirea

tarifelor pentru acesta:

cantitatea de energie prognozata a fi distribuita, tinand cont de indicele de crestere economica

prognozat de Comisia Nationala de Prognoza pentru perioada in cauza;

standardele de performanta si alte cerinte impuse operatorului de distributie;

stabilitatea tarifelor;

consumul propriu tehnologic reglementat pe fiecare nivel de tensiune in conformitate cu planul de

reducere aprobat de ANRE;

dezvoltarea optima a retelei de distributie;

rata reglementata a rentabilitatii aplicata BAR;

taxele stabilite de autoritatile statului aferente serviciilor de distributie; si

viabilitatea financiara a operatorului de distributie.

Obligatiile operatorului de distributie in alocarea costurilor

Operatorul de distributie va aloca costurile comune activitatilor de distributie reglementate si/sau

nereglementate in functie de urmatoarele principii:

cauzalitate economica - atribuirea costurilor acelor activitati care le-au determinat;

obiectivitate - atribuirea costurilor pe baza obiectiva;

transparenta - atribuirea pe baza de reguli definite; si

continuitate - atribuirea pe baza unor reguli care se pastreaza in timp; cu modificari numai in situatii

necesare si justificate.

Astfel, operatorii de distributie trebuie sa respecte metodologia aprobata de catre ANRE, referitor la segmentul

de distributie, scopul acestora fiind sa atinga sau chiar sa depaseasca tintele stabilite de catre ANRE.

Obiectivele strategice la nivelul segmentului de distributie

Principalele obiective considerate de catre Electrica SA pentru filialele din segmentul de distributie pentru

anul 2017 se refera, in principal, la:

Obtinerea unui profit pentru activitatea reglementata, cel putin la nivelul rentabilitatii

reglementate

Atingerea si depasirea indicatorilor tinta impusi de ANRE

11


Continuarea programului de crestere a eficientei tehnice si economice care sa conduca

indicatorii de eficienta la nivelul celorlalte companii din sector.

Programul de investitii al Grupului Electrica in segmentul de distributie

In contextul angajamentului Grupului Electrica de a imbunatati performanta operationala si calitatea

serviciului de distributie, si dupa cum a fost detaliat si in Prospectul de emisiune, numerarul obtinut de Grupul

Electrica din procesul de listare urmeaza a fi folosit in investitii pentru imbunatatirea infrastructurii de

distributie si cresterea calitatii serviciului de distributie, respectiv retehnologizarea infrastructurii retelelor

existente, dezvoltarea retelei pentru racordarea de noi utilizatori si investitii in sistemul de retele si contorizare

inteligenta.

Principalele investitii ale Grupului vor cuprinde:

retehnologizarea infrastructurii retelelor existente;

dezvoltarea retelei pentru racordarea de noi consumatori;

investitii in sistemele de retele si contorizare inteligente;

Tabel 1: Programele de investitii pentru operatorii de distributie ai Grupului pentru perioada 2016-2017

mil RON

Investment for distribution operators of the Group for the period 2016-

2017

B2016 R2016 B2017

Program de investitii 253 160 290

SDMN Puneri in functiune (termeni reali) 205 151 252

Puneri in functiune (termeni nominali) 215 158 263


SDTS Puneri in functiune (termeni reali) 220 156 250



SDTN Puneri in functiune (termeni reali) 223 226 259


12


Bazat pe programul de investitii, SDMN, SDTS si SDTN prognozeaza o scadere a costului cu CPT in 2017,

dupa cum urmeaza:

Tabel 2: Program reducere CPT

Program de reducere a pierderilor de retea B 2016 R2016 B 2017

SDMN

Inalta tensiune 1,00% 0,82% 0,98%

Medie tensiune 5,90% 6,37% 5,85%

Joasa tenisune 14,00% 15,51% 14,30%

Total 10,03% 11,42% 10,05%

SDTS



Joasa tenisune 16,10% 14,57% 15,50%

Total 10,97% 10,74% 10,55%

SDTN



Joasa tenisune 11,80% 10,98% 11,52%

Total 10,96% 10,75% 10,43%

La fundamentarea acestui buget, operatorii de distributie au avut in vedere cantitatile de energie distribuita in

2016 pentru a estima evolutia din 2017:

13


Tabel 3: Cantitati distribuite

Cantitati distribuite (MWh) B2016 R2016 B2017

SDMN

Inalta tensiune 1.902.347 1.821.733 1.859.079

Medie tensiune 2.191.586 2.088.448 2.145.672

Joasa tenisune 2.784.266 2.661.827 2.735.028

Total 6.878.199 6.572.008 6.739.779

SDTN

Inalta tensiune 574.391 551.286 554.042

Medie tensiune 1.864.431 1.907.543 2.017.609

Joasa tenisune 2.736.851 2.672.278 2.763.666

Total 5.175.673 5.131.107 5.335.317

SDTS

Inalta tensiune 874.782 957.119 959.000

Medie tensiune 2.452.843 2.353.062 2.448.970

Joasa tenisune 2.569.400 2.508.166 2.573.000

Total 5.897.025 5.818.347 5.980.970

Incepand cu 1 ianuarie 2017 tarifele de distributie a energiei electrice aprobate de ANRE sunt dupa cum

urmeaza (RON/MWh):

14


Tabel 4: Tarife distributie

Ordinul ANRE nr. Tensiune inalta Tensiune medie Tensiune joasa

Transilvania Nord 113/14 decembrie 2016 19,05 41,93 96,73

Transilvania Sud 114/14 decembrie 2016 20,63 41,01 103,73

Muntenia Nord 112/14 decembrie 2016 14,79 33,67 109,35

Sursa: Ordine ANRE

Segmentul de furnizare

Informatii generale

In conformitate cu Legea energiei electrice si a gazelor naturale, tarifele sunt nediscriminatorii fiind elaborate

de asa maniera incat sa acopere costurile justificabile legate de furnizarea energiei electrice si sa asigure un

profit rezonabil. Tarifele aplicate clientilor finali sunt:

- tarife reglementate - aprobate de ANRE pentru clientii casnici care nu au uzat de dreptul de eligibilitate;

- tarife CPC (componenta de piata concurentiala) – avizate de ANRE pentru clientii beneficiari de serviciul

universal;

- tarife UI – fundamentate de furnizor pentru clientii nebeneficiari de serviciul universal;

- tarife elaborate la nivelul Electrica Furnizare pentru piata concurentiala.

Activitatea de furnizare

In prezent, furnizorii din piata cu amanuntul de energie electrica se impart in:

- furnizori concurentiali;

- furnizori de ultima instanta (FUI).

Caracteristicile pietei concurentiale cu amanuntul sunt urmatoarele:

- energia furnizata pe aceasta piata este vanduta consumatorilor eligibili;

- pretul energiei se stabileste in functie de cerere si oferta;

- contractele in baza carora se vinde energia electrica pot fi negociate (in limita reglementarilor in vigoare).

Furnizorul de ultima instanta este furnizorul desemnat de autoritatea competenta pentru a presta serviciul

universal de furnizare in conditii specifice reglementate.

Furnizorii de ultima instanta din Romania, sunt: Electrica Furnizare, Enel Energie, Enel Energie Muntenia,

E.ON Energie Romania si CEZ Vanzare.

Furnizorii de ultima instanta sunt obligati sa asigure furnizarea de energie electrica, in conditii de inalta calitate

si la preturi rezonabile, transparente, usor comparabile si nediscriminatorii, conform reglementarilor ANRE,

urmatoarelor categorii de clienti:

15


- clienti casnici care nu si-au exercitat dreptul de eligibilitate si clienti casnici care, dupa ce au uzat de

eligibilitate, revin la FUI;

- clienti noncasnici care au solicitat sa beneficieze de serviciul universal avand un numar mediu scriptic de

salariati mai mic de 50 si o cifra de afaceri anuala sau o valoare totala a activelor din bilantul contabil,

conform raportarilor fiscale anuale, care nu depaseste 10 milioane euro;

- clienti noncasnici care nu au uzat de eligibilitate si nu indeplinesc conditiile sau nu au solicitat sa beneficieze

de serviciul universal;

- clienti noncasnici care se afla in situatia de a nu avea asigurata furnizarea de energie electrica din nici o alta

sursa, inclusiv clientii care au uzat de eligibilitate si au ramas fara furnizor de energie electrica din motive

neimputabile lor.

Caracteristicile pietei cu amanuntul in care actioneaza furnizorii de ultima instanta, sunt:

- preturile sunt aprobate de ANRE, in baza Metodologiei de stabilire a tarifelor aplicate de furnizorii de ultima

instanta clientilor finali (Ordin ANRE nr. 92/2015);

- contractele de achizitie si de vanzare a energiei electrice sunt reglementate de ANRE;

- cantitatile si preturile de achizitie a energiei sunt stabilite prin decizii ANRE (furnizare la tarife reglementate)

si prin licitatii organizate pe platforma PCSU (furnizare la tarife CPC).

Facem precizarea ca, pana la finalul anului 2017 tarifele reglementate se vor elimina, inclusiv pentru clientii

casnici.

Obligatiile ANRE in stabilirea tarifelor reglementate si avizarea tarifelor CPC

ANRE fundamenteaza tarifele reglementate si avizeaza tarifele CPC aplicate clientilor finali de catre furnizorul

de ultima instanta pe baza urmatoarelor date si informatii:

- cantitatea de energie prognozata in buget a fi vanduta clientilor finali care nu au uzat de dreptul de

eligibilitate, determinata de catre FUI pe baza:

o consumului final realizat de clientii casnici in anul anterior;

o istoricului de consum al clientilor finali noncasnici existenti si a cantitatilor contractate pentru clientii

noncasnici noi;

o strategiei nationale de evolutie a consumului de energie electrica;

o rapoartelor de monitorizare ANRE si comunicatelor INSSE;

- costul de achizitie previzionat conform bugetului al energiei electrice;

- costurile previzionate in buget aferente serviciului de transport, serviciilor de sistem, serviciului prestat de

operatorul pietei centralizate si serviciului de distributie;

- costul previzionat in buget aferent serviciului de furnizare;

- profitul reglementat al activitatii de furnizare a energiei electrice, a carui valoare pe unitatea de energie

electrica vanduta clientilor este comunicata de catre ANRE;

16


- corectiile de venit din etapele anterioare de aplicare a tarifelor reglementate si a tarifelor CPC la consumul

clientilor finali;

Obligatiile furnizorului de energie electrica in alocarea costurilor

Furnizorul de energie electrica va aloca costurile comune activitatilor de furnizare reglementate si/sau

nereglementate in functie de urmatoarele principii:

cauzalitate economica - atribuirea costurilor acelor activitati care le-au determinat;

obiectivitate - atribuirea costurilor pe baza obiectiva;

transparenta - atribuirea pe baza de reguli definite;

continuitate - atribuirea pe baza unor reguli care se pastreaza in timp; cu modificari numai in

situatii necesare si justificate.

Astfel, furnizorul de energie electrica trebuie sa respecte metodologia aprobata de catre ANRE, referitor la

segmentul de furnizare, scopul acestora fiind sa atinga sau chiar sa depaseasca tintele stabilite de catre ANRE.

Obiectivele strategice la nivelul EFSA

Principalele obiective considerate de catre EFSA pentru anul 2017 se refera in principal la:

mentinerea pozitiei de leader de piata;

implementarea tehnologiei in relatia cu clientii ;

rationalizarea si modernizarea centrelor de relatii cu clientii ;

reducerea cheltuielilor operationale la 1000 lei venituri ;

reducerea creantelor restante ;

cresterea gradului de satisfactie a clientilor;

introducerea de servicii complementare;

evaluarea achizitiilor de unitati de productie din surse regenerabile;

achizitionarea de certificate verzi la nivelul cotei anuale obligatorii stabilite de ANRE.

Principalele investitii ale EFSA vor cuprinde in principal:

a) Implementarea unui sistem informatic pentru managementul fluxurilor de lucru si managementul

relatiilor cu clientii (MRC), inclusiv un portal dedicat partenerilor (parteneri.electrica.furnizare.ro);

b) Imbunatatirea interactiunii cu Electrica Furnizare SA a partenerilor si utilizatorilor finali prin

diversificare modalitatilor prin care serviciile de suport sunt oferite clientilor

(asistenta.electricafurnizare.ro), de asemenea si a sistemului informatic de rententie si automatizare a

17


fluxului de colectare prin implementare functiei de interogare sold online de catre partneri prin servere

web dedicate;

c) Implementarea unui portal pentru automatizarea procesului de achizitii (eachizitii.electricafurnizare.ro)

d) Continuarea implementarii solutiilor de consolidare a datelor, analiza strategica si raportare manageriala

inceput in 2016 (Business Intelligence)

e) Reamenajarea spatiilor comerciale.

La fundamentarea bugetului Electrica Furnizare a avut in vedere prognozele de consum de energie electrica

pentru anul 2017 defalcate pe tipuri de tarife aplicate clientilor finali dupa cum urmeaza:

Tabel 5: Vanzarea de energie electrica (MWh) Electrica Furnizare

Categorie 2016 2017 Var. %

Tarife negociate (ELIGIBILI) 5.349.712 5.314.774 -34.938 -1%

Tarife monitorizate ANRE (CPC) 3.638.489 4.343.127 704.638 19%

Tarife reglementate ANRE (casnic) 1.603.847 682.039 -921.808 -57%

Total 10.592.048 10.339.940 -252.108 -2,4%

Comparat cu 2016, este previzionata o scadere de 2,4% in cantitatile vandute pe piata de retail in contextul

unei cresteri semnificative a concurentei in piata de furnizare. Scaderea semnificativa a cantitatii pe piata

reglementata (casnici), aproximativ 57%, este datorata faptului ca 2017 este ultimul an de existenta a pietei

reglementate. Majoritatea clientilor vor migra catre tarife monitorizate de ANRE (CPC) sau eligibili.

Pentru eligibili este estimata o mica scadere datorita orientarii EFSA spre profitabilitate mare, comparativ cu

orientarea precedenta catre cota de piata.

18


6. REZULTATELE OPERATIONALE

Informatie financiara selectata din contul de profit si pierdere consolidat (mii RON)

Indicator Actual 2016 B 2017

B 2017

vs.

A 2016

B 2017

vs.

A 2016 %

Venituri 5.517.802 5.444.669 (73.133) -1,3%

Alte venituri din exploatare 243.454 181.741 (61.713) -25,3%

Costul energiei electrice achizitionate (2.756.032) (2.555.389) 200.643 -7,3%

Certificate verzi (401.382) (405.657) (4.275) 1,1%

Cheltuieli cu constructia retelelor electrice (528.372) (723.044) (194.672) 36,8%

Salarii si beneficiile angajatilor (654.383) (657.875) (3.492) 0,5%

Cheltuieli cu reparatii, intretinere, materiale si materii

prime (44.077) (54.549) (10.472) 23,8%

Amortizarea si deprecierea imobilizarilor (373.096) (409.701) (36.605) 9,8%

Ajustari pentru deprecierea imobilizarilor corporale, net (695) 188 883 -

Reluarea ajustarilor pentru deprecierea creantelor si altor

creante, net (40.614) 28.342 68.956 -

Alte cheltuieli de exploatare (441.959) (391.934) 50.025 -11,3%

Modificari in provizioane, net 65.206 (11.965) (77.171) -

Rezultat Operational 585.852 444.802 (141.050) -24,1%

Venituri financiare 20.037 33.447 13.410 66,9%

Cheltuieli financiare (16.856) (26.578) (9.722) 57,7%

Rezultat Financiar 3.181 6.870 3.689 116,0%

Profit inainte de impozitare 589.033 451.672 (137.361) -23,3%

Chelatuiala cu impozitul pe venit (120.136) (90.488) 29.648 -24,7%

Profitul exercitiului financiar 468.897 361.184 (107.713) -23,0%

EBIT 585.852 444.802 (141.050) -24,1%

EBITDA 959.643 854.315 (105.328) -11,0%

Marja EBITDA 16,66% 15,18% 1,5 pp -8,8%

Marja profit net 8,14% 6,42% 1,7 pp -21,1%

Conform bugetului aferent anului 2017, Electrica estimeaza venituri totale (inclusiv alte venituri operationale)

in valoare de 5.626 millioane RON, comparativ cu veniturile realizate in anul 2016, in valoare de 5.761

milioane RON. Variatia veniturilor cu 135 millioane RON, sau -2%, in anul 2017 comparativ cu anul 2016,

rezulta in principal din factorii legati de elementele cheie ale veniturilor Electrica prezentati mai jos.

In anul 2017, contributia segmentului de distributie de energie electrica si a segmentului de furnizare de energie

electrica la veniturile Electrica se estimeaza ca va fi de 41% si respectiv 55%. Comparativ, in 2016 contributia

segmentului de distributie de energie electrica si a segmentului de furnizare de energie electrica la veniturile

Electrica a fost la nivelul de 39% si respectiv 55,7%.

Se estimeaza ca in anul 2017, veniturile din segmentul de distributie de energie electrica vor creste cu 132,4

milioane RON, sau cu 4,5%, la 3.074 milioane RON de la 2.941 milioane RON in perioada incheiata la 31

decembrie 2016.

19


Aceasta evolutie este efectul net intre venituri din energie mai mici (impactul scaderii tarifului este compensat

partial de cresterea cu 3% a cantitatii estimate), si impactul veniturilor mai mari recunoscute pentru a acoperi

cheltuielie crescute realizate pentru constructia retelei (conform politicii contabile IFRIC 12), in concordanta

cu planul de investitii ambitios al filialelor de distributie.

Conform bugetului pe 2017 pentru segmentul de furnizare, veniturile din furnizarea de energie electrica

urmeaza sa scada cu 99,1 milioane RON, sau 2,3%, la 4.108,8 milioane RON, de la 4.208 milioane RON in

2016. Aceasta variatie e cauzata de scaderea cu 2,5% a cantitatii estimate de energie electrica furnizata pe piata

de retail in conditiile cresterii semnificative a concurentei pe piata de furnizare, in timp ce pretul mediu de

vanzare este estimat sa scada cu 2% din acelasi motiv (competita preturilor).

În ceea ce priveste alte venituri, scaderea din 2017 e din cauza faptului ca nu sunt bugetate venituri

exceptionale, în comparatie cu 2016, atunci cand un castig semnificativ de 73,7 milioane lei a fost obtinut ca

rezultat al deconsolidarii Servicii Energetice Moldova.

Energie electrica achizitionata

In anul 2017, cheltuiala cu energia electrica achizitionata se estimeaza ca va scadea cu 200,6 milioane RON,

sau -7,3%, la 2.555 milioane RON de la 2.756 milioane RON in anul 2016. Aceasta variatie se datoreaza

scaderii cu 2,5% a cantitatii bugetate de energie furnizata si scaderii cu 7,4% a cantitatii de energie

achizitionate pentru acoperirea pierderilor de retea.

In anul 2017, costul energiei electrice achizitionate pentru acoperirea pierderilor de retea se estimeaza ca va

ajunge la 463,9 milioane RON, în scadere cu 6,7% fata de nivelul pentru anul 2016 (500,5 milioane RON).

Costul cu energia electrica achizitionata reprezinta principalul cost al Grupului, reprezentand 45% din venituri

in 2017, fata de 47,7% in perioada incheiata la 31 decembrie 2016.

Certificate Verzi

Conform prevederilor Legii nr. 134/2012, începand cu luna septembrie 2012, costul certificatelor verzi este

facturat catre consumatorii finali, separat de tarifele pentru energia electrica. Furnizorii de energie electrica au

obligatia legala de a achizitiona certificate verzi în fiecare an, pe baza obiectivelor anuale sau a cotelor

calculate de ANRE pe baza productiei brute din surse regenerabile de energie si consumul final net de energie

electrica din Romania.

Costul Certificatelor Verzi este recunoscut in contul de profit si pierdere pe baza unei cote cantitative stabilite

de autoritatea de reglementare care reprezinta cantitatea de Certificate Verzi pe care Electrica trebuie s-o

achizitioneze pentru anul curent si pe baza pretului Certificatelor Verzi pe piata centralizata. Costul cu achizitia

Certificatelor Verzi este un cost refacturat.

In anul 2017, costul cu achizitia Certificatelor Verzi va creste cu 4,2 milioane RON, sau 1,1%, la 405,7

milioane RON de la 401 milioane RON in anul 2016. Aceasta variatie este rezultatul cresterii cotei de

certificate verzi care anuleaza partial scaderea pretului mediu de tranzactionare al CV.

20


Tabel 6: Cost achizitie certificate verzi

Ca procent din venituri, costul cu achizitia Certificatelor Verzi va reprezenta 7,2% in anul 2017 comparativ

cu 7% in anul 2016.

Salarii si alte beneficii ale angajatilor

In anul 2017, cheltuielile cu salariile si alte beneficii ale angajatilor vor creste cu 3,5 milioane RON, sau 0,5%,

la 657,8 milioane RON de la 654,4 milioane RON realizat pentru anul 2016. Suma pentru anul 2017 include

si platile pentru plecarile voluntare in suma de 108 milioane RON, a aproximativ 1.749 persoane la nivelul

Grupului, cel mai semnificativ impact fiind al Electrica Serv.

Printr-un proces de crestere a productivitatii muncii, bazat pe reducerea naturala a personalului, a reorganizarii

activitatii si a restructurarii, numarul de personal din sucursale se va reduce cu 16%.

In graficele de mai jos sunt prezentate situatia personalului la momentul curent, precum si situatia estimata la

sfarsitul anului 2016.

Figura 3: Personal la inceputul anului 2017

Figura 4: Personal la sfarsitul anului 2017

Tabel 7: Evolutie numar personal, 2017

Electrica SDMN SDTS SDTN EFSA FISE SEO SEMU Total

Personal la inceputul anului 2017 142 1.872 1.720 1.817 1.041 2.569 215 309 9.685

Modificari in evolutia nr. de personal -6 -224 -136 -133 -140 -923 - -9 1.571

Personal la sfarsitul anului 2017 136 1.648 1.584 1.684 901 1.646 215 300 8.114

Electrica142 SDMN

1.872

SDTS1.720

SDTN1.817

EFSA1.041

FISE2.569

SEO215

SEMU309

Electrica136

SDMN1.648

SDTS1.584

SDTN1.684

EFSA901

FISE1.646

SEO215

SEMU300

Cost achizitie certificate verzi

Cota estimata ANRE

2017

Vanzare consumatori

MWh

Certificate verzi

necesare pentru

2017

Bugetat 2017Cost unitar

CVRON/MWh

0,320 10.979.867 3.513.557 405.657.000 115,45 36,95

Cota estimata ANRE

2016

Vanzare consumatori

MWh

Certificate verzi

necesare pentru

2016

Valoare

preliminara a

achizitiilor 2016

Cost unitar

CVRON/MWh

0,274 10.985.382 3.009.995 399.811.000 132,83 36,39

21


Ca procent din venituri, cheltuielile cu salariile si alte beneficii ale angajatilor se vor mentine in anul 2017 la

nivelul de 11%, similar anului 2017.

Reparatii, intretinere si materiale

In anul 2017, cheltuielile cu reparatii, intretinere si materiale vor creste cu 10,4 milioane RON, sau 23,8%, la

o valoare de 54,5 milioane RON de la 44 milioane RON in 2016. Aceasta scadere se datoreaza cresterii

costurilor pentru reparatii, intretinere si materiale efectuate de terte parti si in afara Grupului, in conditiile

mentinerii valorilor cheltuielilor cu reparatiile la societatile de distributie.

Amortizarea si deprecierea imobilizarilor

In 2017, cheltuiala cu amortizarea si deprecierea imobilizarilor va creste cu 36 milioane RON, sau 9,8%, la o

valoare de 409,7 milioane RON de la 373 milioane in 2016. Variatia este efectului punerilor in functiune

semnificative in 2016 si planului pentru 2017.

Cheltuilei cu constructia retelelor electrice

In anul 2017, cheltuielile aferente constructiei de retele vor creste cu 194,7 milioane RON, sau 36,8%, la 723

milioane RON de la 528,4 milioane RON in 2016. Aceasta crestere se datoreaza, in principal, cresterii BAR

in anul 2017, ca rezultat al investitiilor ce vor fi facute in anul 2017.

Alte cheltuieli de exploatare

Alte cheltuieli de exploatare prezinta un trend descrescator in anul 2017 reprezentand 392 milioane RON

comparativ cu 442 milioane RON in 2016. Aceasta economie se datoreaza, in principal, diminuarii

cheltuielilor prestate de terti la nivelul filialelor. Ca procent din venituri, alte cheltuieli de exploatare reprezinta

7% in anul 2017 si 2016.

Ajustari pentru deprecierea activelor circulante si pierderi din creante, net

Cheltuiala pentru deprecierea activelor circulante si pierderi din creante din 2016 este cauzata in principal de

ajustarea pentru deprecierea creantelor la nivelul Grupului pentru clientii: Transenergo (aprox. 32,8 milioane

RON), Romenergy, Electra Management etc.

Evolutia este pozitiva in 2017, in suma de 28,3 milioane RON, ca urmare a estimarii de catre subsidiare a

reluarii la venituri a unor ajustari pentru deprecierea creantelor, cel mai semnificativ impact venind de la

Electrica Furnizare.

Modificare provizioanelor

Modificarea provizionelor reprezinta efectul net intre provizioanele inregistrate si cele reluate. Impactul este

negativ in 2017, in suma de 12 milioane RON datorita estimarii filialelor in inregistrarea de provizioane

referitoare la calcul actuarial si obligatii fiscale in curs de clarificare.

Profitul operational

Ca urmare a factorilor prezentati mai sus, in anul 2017, profitul operational va scadea cu 141 milioane RON,

sau 24,1%, la 444,8 milioane RON de la 585,8 milioane RON in 2016.

EBITDA

Ca urmare a factorilor prezentati mai sus, in anul 2017, EBITDA va scadea cu 11%, la 854 milioane RON de

la 959,6 milioane RON in 2016. Totodata, marja EBITDA estimata pentru anul 2017 este de 15,1 %.

22


Rezultat financiar

In 2017 este estimata o crestere a veniturilor financiare cu 13 milioane RON si o crestere cu 9 milioane RON

a cheltuielilor financiare, astfel rezulta un rezultat financiar net mai mare cu 3,7 milioane RON.

Profitul inainte de impozitare

In 2017, profitul inainte de impozitare e prevazut ca va scade cu 137 milioane RON, la 451,7 milioane RON

de la 589 milioane RON in 2016.

Cheltuiala cu impozitul pe profit

In anul 2017, cheltuiala cu impozitul pe profitul Electrica se estimeaza ca va scadea cu 29,6 milioane RON,

sau 24,7%, la 90,5 milioane RON de la 120,1 milioane RON in 2016.

Profitul net al perioadei

Ca urmare a factorilor prezentati mai sus, in anul 2017, se estimeaza profitul net va scadea cu 107 milioane

RON, sau 23%, la 361,2 milioane RON de la 468,9 milioane RON in 2016.

Marja profitului net in 2017 va fi de 6,42%, iar in 2016 este de 8,14%.

Figura 5: Profitul net la nivel de Grup, 2016 – 2017

Rezultatul estimat pentru 2017 este influentat de costul programului de plecari voluntare la nivel de Grup,

program care creeaza premizele unei performante financiare sustenabile in viitor si care implica un cost mai

mare cu aproximativ 60 milioane RON in 2017 fata de 2016. De asemenea, castigul semnificativ de

aproximativ 74 milioane RON rezultat in urma deconsolidarii SE Moldova este un element nerecurent,

impactul favorabil fiind inregistrat in 2016 si nu influenteaza bugetul anului 2017.

Evolutia profitului din exploatare fara elemente nerecurente este pozitiva pentru valorile bugetate, atat pentru

activitatea de distributie, cat si pentru activitatea de furnizare a Grupului.

23


7. Factori cheie, directii si tendinte de piata semnificative ce

afecteaza rezultatele operatiunilor Electrica

Consiliul de administratie face distinctie intre factorii cheie, directiile si tendintele de piata semnificative pe

care nu le poate controla si acelea pe care le poate controla (desi de multe ori doar intr-o masura limitata).

Factorii cheie, directiile si tendintele de piata semnificative pe care Consiliul de administratie nu le poate

controla include:

(i) cadrul general de reglementare si cadrul legal in care Grupul opereaza, inclusiv politicile ANRE;

(ii) tarifele de distributie si furnizare reglementate de ANRE;

(iii) costul energiei electrice achizitionate;

(iv) tendintele macroeconomice in economia Romaniei; si

(v) cererea de energie electrica.

Factorii cheie si directiile pe care Consiliul de administratie le poate controla cel putin partial, includ

investitiile de capital ale Grupului si cheltuielile operationale.

Consiliul de administratie crede ca performanta Grupului va fi influentata in mod special de:

(i) procesul continuu de liberalizare a pietei de furnizare de energie electrica (in particular catre

consumatorii casnici) care poate conduce la cresterea competitiei si pierderea cotei de piata in acest

segment, dar ar putea, de asemenea, sa creeze o oportunitate prin extinderea pietei tinta a segmentului

de furnizare de energie electrica, si

(ii) viitoare schimbari ale tintelor de reglementare pentru calculul tarifului de distributie de energie

electrica, inclusiv in particular, orice schimbari ale ratei permise de rentabilitate sau orice schimbari

ale tintelor de eficienta, cum ar fi pierderile de retea, alte cheltuieli operationale, precum si orice

schimbari ale planurilor de investitii de capital aprobate.

Consiliul de administratie este de parere ca cresterea sustinuta pe termen mediu si lung a PIB-ului real al

Romaniei, si imbunatatirea economiei romanesti in general, va avea un anume impact pozitiv asupra

consumului de energie electrica in Romania, care, la randul sau, va avea un efect pozitiv asupra activitatii

Electrica (in particular asupra segmentului de furnizare si, in cele din urma, in extinderea segmentului de

distributie) si asupra rezultatelor sale operationale.

In particular, Consiliul de administratie considera ca, atata timp cat cresterea economica a Romaniei va

continua sa o depaseasca pe cea a UE, consumul de energie electrica per capita in Romania este de asteptat sa

continue sa creasca. Pe de alta parte, o incetinire semnificativa a cresterii PIB-ului romanesc si a economiei

Romaniei in general ar putea avea un anume efect negativ asupra consumului de energie electrica in Romania

si, respectiv, asupra activitatii Electrica (in particular asupra segmentului de furnizare) si asupra rezultatelor

sale operationale.

O parte importanta a strategiei de afaceri a Conducerii include implementarea unui plan de investitii in

principal in segmentul de distributie. Operatiunile Electrica din aceasta arie necesita investitii semnificative

de capital.

24


Activele Electrica necesita renovari periodice si modernizari pentru a imbunatati eficienta operationala a

Societatii. Orice intarzieri in implementarea planului de investitii, amendamente ale acestuia, sau orice mariri

de buget pot avea un impact material asupra investitiilor viitoare ale Electrica si asupra operatiunilor Electrica,

situatiei financiare si asupra perspectivelor de dezvoltare. Investitiile de capital vor avea impactul pozitiv

anticipat asupra rezultatelor operationale in masura in care sunt recunoscute in BAR de catre ANRE si tinand

cont de rata de rentabilitate aprobata de catre autoritatea de reglementare.

Bugetele pentru anul 2017 au fost elaborate pe baza ipotezelor de piata definite la sfarsitul anului 2016. De

atunci, piata a evoluat si, in special, preturile la energia electrica in primele luni ale anului 2017 au fost

semnificativ mai mari decat s-a asumat in buget. Bugetul nu a fost actualizat conform acestor noi evolutii.

In afara de modificarile in conditiile de piata, exista si alte efecte potentiale care pot interfera cu indeplinirea

obiectivelor bugetare ale Grupului:

Din cauza diferentelor de interpretare a legislatiei fiscale generate de frecventele modificari legislative,

Grupul se poate confrunta cu pretentii suplimentare din partea autoritatilor fiscale pentru datoriile aferente

perioadelor anterioare. Grupul este în proces de solutionare a unor astfel de probleme fiscale cu ANAF.

Managementul a inregistrat provizioanele necesare, în conformitate cu normele aplicabile tuturor

obligatiilor sale fiscale. Cu toate acestea, exista un risc ca autoritatile fiscale sa aiba pozitii diferite;

Modificari de reglementare efectuate de ANRE, care ar putea afecta tarifele de distributie si costurile de

furnizare aprobate;

Concurenta crescuta pe piata de furnizare.

Documents

ELECTrica S.a. – PRINCIPALELE ELEMENTE ALE BVC … · a energiei electrice in regiunile Muntenia Nord judetele Prahova, ... excelenta operationala pentru eficienta si calitate;