PLAN DE RESTRUCTURARE, REORGANIZARE și ... AGEA 13... · Web viewOMV PETROM 850 4,7% Notă: În România, spre deosebire de alte state din Europa, producătorii sunt împărțiți

NR. 101 / 06.02.2017

PLAN DE RESTRUCTURARE, REORGANIZARE şi EFICIENTIZARECOMPLEXUL ENERGETIC OLTENIA

2016-2020revizia 2

DIRECTORAT

Sorinel Gheorghe BOZA Preşedinte

Ion Laurenţiu CIOBOTĂRICĂ Membru

Daniel ANTONIE Membru

Ovidiu BĂLĂCESCU Membru

Cuprins

2

I. EXECUTIVE SUMMARY....................................................................................................................5

II. INFORMAŢII CU CARACTER GENERAL.............................................................................................7

1. Capital social şi structura acţionariatului....................................................................................7

2. Participaţii la capitalul social al altor societăţi comerciale..........................................................8

3. Prezentarea generală a capacităţilor de producţie:....................................................................8

A. Capacităţi de producţie în activitatea energetică..................................................................................8

B. Capacităţi de producţie în activitatea minieră.....................................................................................12

III. ANALIZA DIAGNOSTIC A MEDIULUI EXETRN ȘI INTERN AL CE OLTENIA........................................20

A. Mediul extern...........................................................................................................................20

i. Evoluţia pieţei de energie....................................................................................................................20

ii. Evoluţia pieţei lignitului.......................................................................................................................23

iii. Legislaţia europeană şi naţională.........................................................................................................23

iv. Mediul economic.................................................................................................................................24

v. Competitori..........................................................................................................................................24

B. Mediul intern............................................................................................................................24

i. Marketing si vânzări.............................................................................................................................24

ii. Activitatea de producţie si performanţa funcţională...........................................................................25

iii. Investiţii...............................................................................................................................................33

iv. Resurse Umane – Structură şi organizare............................................................................................34

v. Rezultate financiare.............................................................................................................................35

C. Masuri de reorganizare, restructurare şi eficientizare implementate în 2015 şi 2016.............39

D. Concluzii ale analizei diagnostic................................................................................................39

E. Analiza SWOT............................................................................................................................41

IV. PREZENTAREA MĂSURILOR DE RESTRUCTURARE, REORGANIZARE SI EFICIENTIZARE A C.E. OLTENIA. EVALUAREA REZULTATELOR.................................................................................................................42

4.1 Perspectivele de redresare.......................................................................................................42

4.2 Obiectivele planului..................................................................................................................42

4.3 Dimensionarea activităţii de producţie – Reducerea capacităţilor de producţie cu 16% în activitatea minieră.............................................................................................................................................43

4.3.1 Ipoteze de lucru pentru elaborarea planului. Elemente de intrare.....................................................43

4.3.2 Măsuri de eficientizare, reorganizare si restructurare........................................................................45

Anul 2016....................................................................................................................................................45

Anul 2017....................................................................................................................................................46

Anul 2018....................................................................................................................................................48

Anul 2019....................................................................................................................................................49

Anul 2020....................................................................................................................................................50

4.3.3 Investitii pe perioada planului............................................................................................................52

4.3.4 Analiza de impact a planului...............................................................................................................53

3

4.3.5 Măsuri de ordin legislativ....................................................................................................................54

4.4 Rezultatul planului......................................................................................................................56

4.6 Concluzii......................................................................................................................................58

ANEXE...................................................................................................................................................59

4

I. EXECUTIVE SUMMARY

A. SCOPUL PLANULUI.CAUZE CARE AU GENERAT REVIZUIREA PLANULUI.

Planul derestructurare,reorganizare si eficientizareprevede perspectivele de redresare in raport cu posibilitatile si specificul activitatii companiei, cu mijloacele financiare disponibile si indica modalitatea si termenele prin care aceasta se poate viabiliza financiar.

Revizuirea planului de restructurare, reorganizare si eficientizare (revizia 2) este necesară deorece:

i. Prin planul de restructurare, reorganizare si eficientizare (revizia 1) aprobat de catre actionari in decembrie 2016, s-a propus disponibilizarea a 802 salariaţi comparativ cu planul initial unde fuseseră propusi spre disponibilizare 2000 de salariaţi. Acest plan revizuit (revizia 1) a fost pus in consonanta cu bugetul de venituri si cheltuieli ce trebuia sa fie rectificat însă, rectificarea BVC nu a fost aprobata prin Hotărâre de Guvern si prin urmare societatea nu are acoperite in fondul de salarii, sumele necesare pentru plata celor 1200 de persoane nedisponibilizate. Sub acest aspect, un plan revizuit si actualizat este solicitat de catre ministerele avizatoare la momentul in care se va depune proiectul de buget pentru anul 2017.

ii. La dimensionarea planului, compania a ţinut cont şi de următoarele aspecte: S-a demonstrat în perioada decembrie 2016 – ianuarie 2017 că Sistemul Energetic Naţional

(SEN) este dependent de disponibilitatea blocurilor energetice ale CE Oltenia pe fondul lipsei de apă şi vânt.

Imposibilitatea asigurării combustibilului necesar pentru cele 11 blocuri energetice disponibile deoarece nu au fost emise hotărârile de guvern pentru exproprierea pe cauză de utilitate publică a proprietăţilor din coridoarele Jilţ şi Roşia, prin urmare sunt necesare lucrări tehnologice care impun o forţă de muncă însemnată;

Fiabilitatea şi operarea blocurilor energetice datorită proceselor de disponibilizare anterioare a scăzut sau a devenit deficitară prin plecarea de personal cu expertiză în domeniu;

Datorită acestor motive, prin acest plan se propune disponibilizarea a 1.000 de salariați față de 2.000 cât erau în planul anterior aprobat pentru anul 2017.

a) Pentru acest proces de disponibilizare s-a avut în vedere atât reorganizarea întregii organigrame bazată pe principii solide de management si administrarea proceselor companiei, dar si reducerea personalului indirect productiv in sectoarele de activitate suprapopulate sau subîncărcate. Prin noua organigrama aprobata au fost prevăzute desfinţarea unor posturi de conducere, a unor structuri ineficiente (detalii privind noua structura organizatorica se regasesc la pagina 46 – masura privind disponibilizarea de personal în anul 2017).

b) Procesul de disponibilizare nu are efecte majore în anul 2017 din perspectiva economiilor. c) Este iraţional ca CE Oltenia să disponibilizeze personal şi implicit să închidă capacităţi de producţie în

condiţiile în care grupurile energetice ale companiei sunt conforme cu legislaţia de mediu, iar alte companii nu respectă aceste prevederi;

d) Nu este normal ca un producător de energie al carui cost de producţie este mai mare decat al CE Oltenia sa fie lasat sa functioneze reducand si profitul si consumand un combustibil foarte valors si ale caror rezerve sunt spre epuizare (gaz), iar CE Oltenia sa-si disponibilizeze salariatii in conditiile in care costul de productie al companiei este mult mai mic decat al acelui producator.

B. PRINCIPALELE CAUZE CARE AU SCĂZUT VIABILITATEA FINANCIARĂ A COMPANIEI.

Performanta finaciara a CE Oltenia înperioada 2013 - 2016 a fost afectată de urmatoarele cauze:- reducerea consumului de energie la nivel naţional de la an la an;- reducerea preţurilor pe piaţa de energie datorită presiunii regenerabilelor care beneficiaza de

subvenţii consistente;- o legislaţie cu un tratament discriminatoriu care avantajează alti producatori de energie;- imposibilitatea recuperării creanţelor istorice rezultate în urma vânzărilor de lignit si agent termic

datorită intrării în insolvenţă a debitorilor;- unele împrumuturi facute de vechile entităţi ale companiei aduc un rezultat din diferenţele de curs

valutar. - cuplarea pieţelor între România, Ungaria, Cehia si Slovacia;

5

1 Inchiderea unor capacitaţi neviabile financiar: 16% in minerit.2 Valorificarea activelor neviabile (Chiscani, Seciuri, Pesteana, etc).3 Reducerea cheltuielilor cu tertii.4 Reducerea dezechilibrelor pozitive si negative.5 Reducerea consumului specific de combustibil 6 Reducerea consumului propriu electric7 Reducerea adaosului de hidrocarburi 8 Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina)9 Reducerea cheltuielilor administrative.

10

Optimizarea transportului de cărbune la termocentrale in funcţie de producţia prognozata.

11

Optimizarea transportului de personal la locul de muncă.

12

Optimizarea serviciilor de paza.

13

Restrângerea perimetrelor miniere de exploatare.

14

Reducerea cheltuielilor aferente activele cu caracter social.

15 Creşterea eficientei din domeniul IT.16

Prioritizarea investiţiilor in vederea creşterii eficientei.

17

Implementarea proiectelor de mediu pentru conformare.

18

Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimb.

19

Diminuarea stocurilor fara mişcare.

2 Renegocierea contractelor de finanţare - reducerea costurilor.

- dezechilibrul mare dintre capacitatea de producţie, volumul vânzărilor şi veniturile realizate;- supracapacitate de producţie atât în zona de energie electrică, cât şi în zona de minerit;- dezechilibru între numărul de personal şi activitatea de producţie;- influenţa negativă a factorilor atmosferici - au favorizat producerea unei cantităţi însemnate de

energiei din surse hidro şi eoliană;- creşterea preţurilor certificatelor de CO2;- influenţa investiţiilor de mediu implementate pentru conformare asupra costurilor de productie.

C. REZULTATE OBŢINUTE ÎN PERIOADA 2012-2016.

Influenţată de acesti factori ai mediului extern şi intern al companiei, viabilitatea financiară a scazut în fiecare an cu toate că a existat o preocupare continuuă la nivelul companiei în vederea reducerii costurilor de producţie.

La nivel de companie principali indicatori obţinuţi de la înfiinţarea societăţii până în prezent sunt sintetizaţi în urmatorul tabel:

Nr. crt. Indicatori U.M. 2012

(iun-dec) 2013 2014 2015 2016

0 1 2 3 4 5 6 71 CIFRA DE AFACERI mii lei 2.236.655 2.648.585 2.565.625 2.699.751 2.272.9302 EBITDA mii lei 502.058 533.541 302.340 322.974 619.5003 REZULTAT BRUT (3.1+3.2) mii lei 176.112 72.980 -693.636 -960.856 -126.037

3.1 Rezultat din exploatare mii lei 44.453 -28.037 -638.741 -790.522 3.274 3.2 Rezultat din activitatea

financiaramii lei 131.659 101.017 -54.895 -170.334 -129.311

4 Cost unitar de productie lei/MWh ...... +6,7% -5% -8% +2%

D. CONCEPTUL PLANULUIDE RESTRUCTURARE, REORGANIZARE SI EFICIENTIZARE 2016-2020

6

OBIECTIVE MĂSUR REZULTATE PROGNOZAT

E

1 COMPETITIVITATE

2 PERFORMANTA ECONOMICA

3 DEZVOLTARE DURABILA

1 SCADEREA COSTULUI DE PRODUCTIEcu 12,5% până în 2020 faţă de valoarea realizată in 2016.

2 CRESTEREA REZULTATULUI BRUT de la 2 mil lei în 2017la 113,4 mil lei in 2020

3 PASTRAREA UNEI COTE DE PIATA DE minim 20%

4 CONFORMAREA LA CONDITIILE SI TERMENELE DE MEDIU PENTRU CAPACITATILE RAMASE IN FUNCTIUNE.

1 Inchiderea unor capacitaţi neviabile financiar: 16% in minerit.2 Valorificarea activelor neviabile (Chiscani, Seciuri, Pesteana, etc).3 Reducerea cheltuielilor cu tertii.4 Reducerea dezechilibrelor pozitive si negative.5 Reducerea consumului specific de combustibil 6 Reducerea consumului propriu electric7 Reducerea adaosului de hidrocarburi 8 Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina)9 Reducerea cheltuielilor administrative.

10

Optimizarea transportului de cărbune la termocentrale in funcţie de producţia prognozata.

11

Optimizarea transportului de personal la locul de muncă.

12

Optimizarea serviciilor de paza.

13

Restrângerea perimetrelor miniere de exploatare.

14

Reducerea cheltuielilor aferente activele cu caracter social.

15 Creşterea eficientei din domeniul IT.16

Prioritizarea investiţiilor in vederea creşterii eficientei.

17

Implementarea proiectelor de mediu pentru conformare.

18

Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimb.

19

Diminuarea stocurilor fara mişcare.

2 Renegocierea contractelor de finanţare - reducerea costurilor.

E. REZULTATUL PLANULUI.

Evoluţia principalilor indicatori economico-financiari în perioada 2016-2020,în urma implementării măsurilor este prezentată în tabelul următor:

Nr. crt. Indicatori U.M. 2016 2017 2018 2019 2020

0 1 2 3 4 5 6 71 CIFRA DE AFACERI mii lei 2.272.930 2.406.719 2.418.477 2.419.039 2.419.5642 REZULTAT BRUT (2.1+2.2) mii lei -126.037 2.000 42.916 85.957 113.423

2.1 Rezultat din exploatare mii lei 3.274 16.375 49.917 85.215 106.239

2.2 Rezultat din activitatea financiara mii lei -129.311 -14.375 -7.001 742 7.185

3 Cost unitar de productie 1 MWh lei +2% -6,4% -3,0% -1,9% -1,8%

II. INFORMAŢII CU CARACTER GENERAL

SOCIETATEA COMPLEXUL ENERGETIC OLTENIA S.A. a fost înfiinţată în conformitate cu prevederile Hotărârii Guvernului României nr. 1024/2011 privind unele măsuri de reorganizare a producătorilor de energie electrică de sub autoritatea Ministerului Economiei, Comerţului şi Mediului de Afaceri, prin înfiinţarea Societăţii Comerciale Complexul Energetic Oltenia S.A., prin fuziunea prin contopire a Societăţii Comerciale Complexul Energetic Craiova S.A., Societăţii Comerciale Complexul Energetic Rovinari S.A., Societăţii Comerciale Complexul Energetic Turceni S.A. şi Societăţii Naţionale a Lignitului Oltenia S.A., cu următoarele date de identificare:

i) Nr. de înmatriculare la OficiulRegistruluiComerţului: J 18/311/2012;

ii) Codul unic de inregistrare (CUI): RO 30267310;

iii) Sediul social : Jud. Gorj, Târgu Jiu, Strada Alexandru Ioan Cuza, Nr. 5, Cod Poştal 210227, Tel 0253/205 411, Fax 0253/227280, e-mail [email protected].

iv) Obiectul principal de activitate al Societăţii Complexul Energetic Oltenia S.A. este producţia de energie electrica - cod CAEN 3511.

1. Capital social și structura acţionariatului

Capitalul social al Societăţii Complexul Energetic este în valoare de 1.270.318.090 lei, integral subscris şi vărsat, din care 1.270.318.090 lei aport în numerar, fiind divizat în 127.031.809 acţiuni cu o valoare nominală de 10 lei fiecare.

Structura acţionariatului

DenumireaacţionaruluiCapital social

lei Nr. acţiuni %Ministerul Energiei, 980.067.970 98.006.797 77,151382612Societatea Comercială Fondul Proprietatea S.A. 273.879.400 27.387.940 21,559907094Societatea Comercială Electrocentrale Grup S.A. 10.736.530 1.073.653 0,84518437Societatea Comercială pentru Închiderea - Conservarea Minelor S.A.

5.634.170 563.417 0,44352435

Statul Român prin Ministerul Energiei; Societatea Comercială Fondul Proprietatea S.A;Societatea Comercială Electrocentrale Grup S.A.; Societatea Comercială pentru Închiderea - Conservarea Minelor S.A.

20 2 0,00000157

Total 20 565,417 100,00000000

7

mailto:[email protected]

DenumireaacţionaruluiCapital social

lei Nr. acţiuni %

2. Participaţii la capitalul social al altor societăţi comerciale

Societatea Complexul Energetic Oltenia S.A. are calitatea de acţionar/asociatla următoarele societăţi comerciale:

Denumirea societatii comerciale

Nr.de inmatriculare la

ORCObiect de activitate Capital

social(lei)Cota

detinuta

S.C. U.E.F. S.A. Motru S.A. J18/116/2002 Foraje hidrologice de alimentare cu apa, foraje geologice, foraje de hidroobservatie, foraje de consolidare pentru constructii

2.560.530 99,36%

S.C. MEDSERV MIN S.A. J18/299/2002 Alte activitati referitoare la sanatatea umana 1.200.400 98,40%

S.C. MINPREST SERV S.A. J18/298/2002 Activitati generale de curatenie a cladirilor 400.000 95,00%

CEO – TRADING SRL J18/456/2014 Comercializarea energiei electrice 200 100,00%

3. Prezentarea generală a capacităţilor de producţie:

A. Capacităţi de producţie în activitatea energetică.

Sucursala Electrocentrale Rovinari (4 grupuri x 330 MW)

Este o centrala situată „la gura minei” în sensul că livrarea cărbunelui se face direct din cariere, pe benzi transportoare, costul cu transportul acestuia fiind nesemnificativ. Acest fapt, coroborat cu nivelul celorlalte costuri de operare, face din această centrală cea mai competitivă dintre centralele CE Oltenia, având costurile de producție cele mai scazute dintre toate termocentralele aflate in potofoliu CE Oltenia.

Situaţia fiecărui grup este prezentată în tabelul de mai jos:

Grupul energetic Anul PIF Specificatie

Grup nr. 3330 MW

decembrie 1975

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 – 189.957 de ore;- in urma lucrarilor de modernizare s-a prelungit durata de funcţionare cu 100.000 de ore;- nr. ore de funcţionare de la PIF după reabilitare pana in prezent – 72.586 de ore;- nr. ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata – 27.414;- grupul a fost supus unui program amplu de retehnologizare in perioada dec. 2002 - feb. 2006;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de slam dens;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere (PIF 18.07.2011);- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 130 mil euro.

Grup nr. 4330 MW

noiembrie 1976

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016– 180.955 de ore;- in urma lucrarilor de modernizare s-a prelungit durata de funcţionare cu 100.000 de ore;- nr. ore de funcţionare de la PIF după reabilitare pana in prezent –9.826 de ore (PIF decembrie 2014);- nr. ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata – 90.174;- grupul a fost supus unui program amplu de retehnologizare in perioada oct. 2012 - dec. 2014;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere;- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens;- pentru reducerea emisiilor de NOx s-au realizat canale de insuflare aer (masuri primare) si sunt create conditiile pentru implementarea masurilor secundare, respectiv injectie cu uree;- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 170 mil euro.

8


Grup nr. 5330 MW

septembrie 1977

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 – 174.447 de ore;- grupul se află într-un program amplu de retehnologizare, pâna în 2020, pentru prelungirea duratei de funcţionare cu 100.000 ore. In această perioada se vor efectua lucrările necesare pentru conformare la cerinţele de mediu (instalaţie de desprăfuire electrostatica, instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere si sisteme de reducere NOx)- Instalatia de evacuare in sistem slam dens este pusa in functiune inca din 2010;- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 170 mil euro.

Grup nr. 6330 MW

martie 1979

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 – 166.038 de ore;- in urma lucrarilor de modernizare s-a prelungit durata de funcţionare cu 100.000 de ore;- nr. ore de funcţionare de la PIF după reabilitare (ian 2012) pana in prezent – 28.473 de ore;- nr. ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata – 71.527;- grupul a fost supus unui program amplu de retehnologizare in perioada 2007 - ian. 2012;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere;- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens;- la acest grup s-au facut teste pilot pentru reducerea emisiilor de NOx, masuri primare (canale de insuflare aer) si secundare (sistem de injectie cu uree). Tinand cont de rezultatele obtinute, acest sistem s-a implementat si la grupul nr.4 (masurile primare), urmand ca realizarea instalaţiei de injectie cu uree sa fie implementata ulterior;- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 150 mil euro.

Sucursala Electrocentrale Turceni (6 grupuri x 330 MW)

Are disponibile şase grupuri energetice de 330 MW (grupurile 1, 3, 4, 5,6, 7). Aceste grupuri au trecut prin diferite stadii de reabilitări/retehnologizări pentru creşterea fiabilităţii, mărirea duratei de viaţă şi, foarte important, pentru alinierea la condiţiile de mediu, conform Tratutului de Aderare asumat de Romania.

În perioada următoare, SE Turceni va funcţiona cu patru grupuri energetice (3,4,5,7), grupurile 1şi 6 fiind retrase din exploatare, blocul 6 fiind demontat, iar blocul 1 va intra in program de demontare si valorificare. Ţinând cont de starea grupurilor rămase în exploatare, grupurile 4, 5 şi 7 vor fi grupuri de bază, iar grupul nr.3 va funcţiona preponderent pe piaţa de echilibrare. Pentru acest grup, începand cu 2019 este gândită o reabilitare majoră, această hotărâre fiind luată în funcţie de cerinţele pieţei şi de strategia energetică naţională.



Grup nr. 1330 MW

iulie 1978 - nr. ore de funcţionare de la PIF până la 31.12.2016 - 118.175 de ore;- nu este retehnologizat;- se va demonta si valorifica.

Grup nr. 3330 MW

august 1980

- nr. ore de funcţionare de la PIF până la 31.12.2016 - 151.748 ore; - in urma lucrarilor de retehnologizare s-a prelungit durata de funcţionare cu ~50.000 de ore; - grupul a fost supus unui program amplu de retehnologizare (program A2) in perioada 1995 - 1996;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica; - are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere (PIF 16.09.2013);- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens (PIF 16.04.2014);- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 70 mil euro.

Grup nr. 4330 MW

decembrie 1981

- nr. de ore de funcţionare de la PIF si pana la 31.12.2016 – 126.034 de ore;- in urma lucrarilor de modernizare i s-a prelungit durata de funcţionare cu 100.000;- ore de funcţionare de la PIF după reabilitare (apr. 2002) pana in prezent - 84.826 de ore;- nr. ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata - 15.174 de ore;- grupul a fost supus unui program amplu de retehnologizare in perioada feb. 1990 - ian. 2002, in cadrul caruia s-au facut lucrari majore de modernizare la cazan si auxiliare cazan;- in urma acestor lucrari s-a prelungit durata de funcţionare cu 100.000 de ore;-are instalaţie de desprăfuire electrostatica;

9


- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere (PIF 20.04.,2012);- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens (PIF 16.04.2014);- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 110 mil euro.

Grup nr. 5330 MW

august 1983

- nr. ore de funcţionare de la PIF si pana la 31.12.2016 – 98.974 de ore;- in urma lucrarilor de modernizare i s-a prelungit durata de funcţionare cu 100.000;- nr ore de funcţionare de la PIF după reabilitare (aug. 2006) pana in prezent - 64.498 de ore;- nr. de ore de funcţionare ramase pana la epuizarea duratei de viata - 35.502 de ore;- grupul a fost supus unui program amplu de retehnologizare in perioada 2007-ianuarie 2012. In cadrul acestui program s-au facut lucrari majore de modernizare la cazan si auxiliare cazan;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere (PIF 20.04.2012);- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens (PIF 16.04.2014);- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu se ridica la aproximativ 170 mil euro.

Grup nr. 6330 MW

septembrie 1985

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 - 75.102;- grupul a fost supus unui program modest de retehnologizare (program A1) finalizat in1993;- grupul a fost retras din exploatare in 2006 pentru un program de reabilitare/retehniologizare care nu s-a demarat pana in prezent (acordul de finantare a lucrarilor a fost suspendat)- grupul este demontat si va fi valorificat.

Grup nr. 7330 MW

noiembrie 1987

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 – 121.199;- în ianuarie 2016 s-a recepţionat lucrarea privind reabilitarea/modernizarea de dimensiuni medii, prin care s-a prelungit durata de funcţionare cu cca. 60.000 ore;- are instalatia de desprăfuire electrostatica;- are instalatie de desulfurare a gazelor de ardere fiind racordatla instalaţiile aferente grupului nr. 6.

Sucursala Electrocentrale Ișalniţa (2 grupuri x 315 MW)

SE Işalniţa este cea mai veche centrala din cadrul CE Oltenia. Centrala va funcţiona în special cu grupul nr.7, fiind un grup energetic care are o flexibilitatea marita comparativ cu grupurile energetice de la Rovinari, Turceni si Craiova deoarece are doua cazane pe o turbina, coroborat cu faptul ca acest grup energetic a intrat intr-un program de reabilitare si retehnologizare incepand cu anul 2009.



Grup nr. 7315 MW

septembrie 1967

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 – 313.340 de ore;- ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata – aprox. 70.000 de ore;- grupul se afla in prezent intr-o reabilitare/modernizare semnificativa in vederea prelungirii duratei de funcţionare cu 60.000 ore; - Sunt in curs de realizare doua lucrari foarte importante, reabilitare PAR si montare instalaţie de post ardere , lucari care, la finalizarea lor vor face din grupul nr.7 un grup comparabil cu grupurile din S.E.Turceni la nivelul competitivitatii;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere;- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens;- valoarea estimata a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu - 80 mil euro.

Grup nr. 8315 MW

decembrie 1967

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 – 315.992 de ore;- nr. ore de funcţionare de la PIF după reabilitare pana in prezent –60.216 de ore;- ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata –9.784 de ore;- grupul a fost supus unor reabilitari/retehnologizari punctuale;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere;- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens;

Sucursala Electrocentrale Craiova (2 grupuri x 150 MW)

10

Are disponibile două grupuri energetice de 150 MW (grupurile 1şi 2), grupuri care funcţionează în cogenerare.

La aceste grupuri nu s-au făcut reabilitări/retehnologizări majore, ele fiind şi cele mai noi din cadrul CE Oltenia. S-au realizat diferite lucrări punctuale pentru creşterea fiabilităţii, mărirea duratei de viaţă (s-au implementat măsuri de reducere NOx la arzători, s-a modernizat batiul nr.1-grup 1, s-au montat pompe noi de alimentare, s-a modernizat sistemul reglaj IP prin montarea de servomotoare independente la fiecare ventil de reglaj-grup.2.

S-au realizat şi lucrări pentru alinierea la condiţiile de mediu, conform documentelor de Aderare semnate de Romania. Instalaţiile de desulfurare s-au realizat cu finanţare din fonduri europene, ceea ce a indus şi anumite obligaţii companiei ca aceasta termocentrala sa tinuta in functiune pe o perioada de 5 ani de zile incepand cu luna febroarie 2016.



Grup nr. 1150 MW

august 1987

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016 - 162.816 de ore;- nr. ore de funcţionare pana la epuizarea duratei de viata – aprox. 55.000 de ore;- în 2015 grupul a fost supus unei reparatii de nivel mediu, în urma căreia s-a prelungit durata de funcţionare cu ~60.000 ore;- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere;- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens;- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu - 55 milioane de euro.

Grup nr. 2150 MW

martie 1989

- nr. ore de funcţionare de la PIF initial pana la 31.12.2016–146.221 de ore; - grupul a fost supus unor reabilitari/retehnologizari punctuale;- starea actuala a blocului este buna, pentru mentinerea lui in exploatare in conditii de siguranta fiind nevoie doar de cheltuieli curente (consumabile si piese de uzura);- are instalaţie de desprăfuire electrostatica;- are instalaţie de desulfurare a gazelor de ardere;- are instalaţii de evacuare in sistem slam dens;- valoarea totala a lucrarilor de reabilitare, modernizare si instalaţii de mediu - 45 milioane de euro.

Sucursala Electrocentrale Chiscani (1 grup x 227 MW + 1 grup x 210 MW)

Iniţial această termocentrală a fost proiectată cu 4 grupuri energetice (1,2,3,4). Grupurile 3,4 nu au fost construite ci doar proiectate. În prezent grupurile 1 şi 2 cu o capacitate de 227 MW, respectiv 210 MW si sunt funcţionale. Capacitatea actuală a termocentralei este de 437 MW.

Situaţia actuală: Ambele blocuri respectă condiţiile de mediu (datorită faptului că utilizează drept combustibil gazul natural). Grupul 1 a fost modernizat în anul 2005. Nu are încă implementate proiectele de eliminarea a emisiilor de azot pentru care termenele de conformare sunt până la finele anului 2020.

Pentru aceasta termocentrala s-a luat decizia de vanzare ca activ, in prezent procedura de vanzare fiind in desfasurare.

B. Capacităţi de producţie în activitatea minierăDOTAREA TEHNICA

Activitatea de extracţie a lignituluise realizează pe teritoriul a două judeţe (Gorj şi Mehedinţi), repartizată în 10 perimetre miniere grupate in 10 unitati de productie, o unitate de service si mentenanţă si o unitate de inchidere si conservare mine subteran.

Metoda de exploatare prin lucrări miniere la zi se realizează cu tehnologii de extracţie în flux continuu - excavatoare cu rotor, transportoare cu bandă de mare capacitate şi maşini de haldat.Dotarea tehnică de care dispune Directia Minieră se compunedin:

71 excavatoare cu rotor din care 29 modernizate; 51 maşini de haldat;

11

339 transportoare de mare capacitate; 26maşini de depozit; 63cărucioare cu bandă pe şenilă.

NR. CRT.

DENUMIREA SI TIPUL UTILAJULUI

NR. UTILAJE [BUC]

CAPACITATEA NOMINALA

[mc/ora]FIRMA PRODUCĂTOARE ANUL PIF

CARIERA ROSIA1 SRs2000 3 4600-6000 Lauchhammer-Werk TAKRAF (RDG) 1973-19752 ERc1400X30/7 5 3280-3860 ETAPA III de cooperare [Romania +

KRUPP (RFG)]1979-1982

3 ETAPA IV intern (Romania) 1985-19864 SRs1300 1 2800-3500 Giorgi Dimitroff-Magdeburg TAKRAF

(RDG)1981

TOTAL EXCAVATOARE 95 A2Rs-B12500x95 2 12500 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1973-19756 A2Rs-B6500X90 1 6500 KRUPP (RFG)+cooperare (Romania) 19857 A2Rs-B6300X95 1 6300 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 19818 A2Rs-B4400X170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG)+intern

(Romania)1998

9 MHD 4400X50 2 4400 IPAMERECUM TG-JIU (Romania) 1998-1999TOTAL MAŞINI DE HALDAT 7

10 TMC 1000 3 1400 Asimilate si diversificate de producatori interni (UNIO SATU-MARE - Romania)

1967-2012

11 TMC 1400 1 3600-530012 TMC 1600 5 5600-660013 TMC 1800 20 750014 TMC 2000 13 930015 TMC 2250 1 12500

TOTAL TMC 4316 Masina de depunere ASG

12500x301 12500 TAKRAF (RDG) 1981

17 Masina de scos T2846 2 1300 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1986TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 3

18 CBS1200x29/32 2 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1986-198719 BRS1600x60 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 198120 CDS 1600 (MAN) 3 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1985-1993

TOTAL CĂRUCIOARE CU BANDĂ PE ŞENILE

6

CARIERA PEŞTEANAPERIMETRUL PEŞTEANA SUD

1 ERc1400X30/7 2 3280-3860 ETAPA I de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1978

ETAPA II de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1979

TOTAL EXCAVATOARE 22 A2Rs-B6500X90 1 6500 intern (Romania) 19863 A2Rs-B4400x170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG)+intern

(Romania)1993

TOTAL MAŞINI DE HALDAT 24 CBS1200x29/32 1 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 19925 CDS 1600 (MAN) 2 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1987-1992


3

6 TMC 1400 2 3600-5300 Asimilate si diversificate de producatori interni (UNIO SATU-MARE - Romania)

1967-2012

12

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]



7 TMC 1600 5 5600-66008 TMC 1800 2 7500

TOTAL TMC 9PERIMETRUL PEŞTEANA NORD

1 ERc1400X30/7 5 3280-3860 ETAPA II de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1980-1982

ETAPA III de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1982

ETAPA IV intern (Romania) 1987-1991TOTAL EXCAVATOARE 5

2 A2Rs-B6500X90 2 6500 KRUPP (RFG)+cooperare (Romania) 1980-19823 A2Rs-B4400x170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG)+intern

(Romania)1990

TOTAL MAŞINI DE HALDAT 3

4 BRS 1600x60 2 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1981-19825 CDS 1600 (MAN) 4 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1984-1993


6

6 Masina combinata KSS 5600/5600x40

1 5600 la depunere

5600 la incarcare

TAKRAF (RDG) 1980

7 Masina de depunere ASG 6000x40

2 6000 TAKRAF (RDG) 1983-1989

9 Masina de scos T2052 1 1200 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1983TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 4


1967-2012

10 TMC 1400 9 3600-530011 TMC 1600 9 5600-660012 TMC 1800 11 7500

TOTAL TMC 33TOTAL CARIERA PESTEANA:

TOTAL EXCAVATOARE 7TOTAL MAŞINI DE HALDAT 5TOTAL TMC 42TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 4TOTAL CĂRUCIOARE CU BANDĂ PE ŞENILE

9

CARIERA ROVINARI1 SRs2000X30/7 1 4600-6000 Lauchhammer-Werk TAKRAF (RDG) 1977

2 ERc1400X30/7 4 3280-3860 KRUPP (RFG) 1969ETAPA I de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1977


1982-1983

TOTAL EXCAVATOARE 53 A2Rs-B4400X60 2 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 19694 A2Rs-B6500X60 1 6500 KRUPP (RFG) 19775 A2Rs-B6500X90 2 6500 KRUPP (RFG) 1979

KRUPP (RFG)+cooperare (Romania) 1982TOTAL MAŞINI DE HALDAT 5

6 TMC 1400 13 3600-5300 Asimilate si diversificate de producatori 1967-2012

13

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]



interni (UNIO SATU-MARE - Romania)7 TMC 1600 9 5600-66008 TMC 1800 1 7500

TOTAL TMC 239 BRS 1200x29/32 2 2000 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1969-1970

10 CBS 1200x29/32 1 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1992

11 CBS 1600x60 2 4400 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1988-199112 CDS 1600 (MAN) 4 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1979-1996


9

CARIERA TISMANA1 SRs1300X26/3,5 2 2800-3500 Giorgi Dimitroff-Magdeburg TAKRAF

(RDG)1979-1981

2 ERc1400X30/7 6 3280-3860 KRUPP (RFG) 1969-1971ETAPA I de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1979


1980


3 A2Rs-B4400X95 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 19764 A2Rs-B4400X170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG)+intern

(Romania)1994

5 A2Rs-B6300X95 1 6300 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 19766 A2Rs-B6500X90 3 6500 KRUPP (RFG) 1980

intern (Romania) 1986-1987TOTAL MAŞINI DE HALDAT 6


1967-2012

8 TMC 1600 15 5600-66009 TMC 1800 8 7500

TOTAL TMC 3610 Masina combinata KSS

5600/3800x401 5600 la

depunere 3800 la

incarcare

TAKRAF (RDG) 1983-1987

TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 1

11 BRS 1200x29/32 2 2000 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1967-196912 CBS 1200x29/32 5 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1985-200413 CBS 1600x60 1 4400 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 199414 CDS 1600 (MAN) 3 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1981-198815 DSB 1600 (MAN) 1 4400 intern (Romania) 1998


12

CARIERA PINOASA1 ERc1400X30/7 6 3280-3860 ETAPA III de cooperare [Romania +

KRUPP (RFG)]1984


2 A2Rs-B6500X90 4 6500 intern (Romania) 1988-1997TOTAL MAŞINI DE HALDAT 4


1967-2012

14

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]



4 TMC 1600 1 5600-66005 TMC 1800 19 7500


5600/3800x401 5600 la

depunere 3800 la

incarcare

TAKRAF (RDG) 1989


1 1250 TAKRAF (RDG) 1993

TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 28 BRS 1200x29/32 1 2000 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 19679 CBS 1200x29/32 2 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1988-1989

10 BPS 1200x29/32 1 2000 intern (Romania) 199411 CDS 1600 (MAN) 1 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 197912 DSB 1600 (MAN) 1 4400 intern (Romania) 1998


6

CARIERA LUPOAIA1 SRs 1300X26/3,5 5 2800-3500 Lauchhammer-Werk TAKRAF (RDG) 1976-1977

Giorgi Dimitroff-Magdeburg TAKRAF (RDG)

1978-1980

TOTAL EXCAVATOARE 52 A2Rs-B6300X95 2 6300 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1976-19783 A2Rs-B4400x170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1988

TOTAL MAŞINI DE HALDAT 34 TMC 1400 18 3600-5300 Asimilate si diversificate de producatori

interni (UNIO SATU-MARE - Romania)1967-2012

5 TMC 1600 9 5600-6600TOTAL TMC 27


1 5600 la depunere

3800 la incarcare

TAKRAF (RDG) 1979


1 6000 TAKRAF (RDG) 1979


8 BRS 1600x60 3 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1976-1978


3

CARIERA ROSIUTA

1 ERc1400X30/7 7 3280-3860 ETAPA III de cooperare [Romania + KRUPP (RFG)]

1985-1986


2 A2Rs-B6500X90 4 6500 KRUPP (RFG)+cooperare (Romania) 19853 intern (Romania) 1988-1994

4 A2Rs-B4400x120 1 4400 CIUMMR Timisoara (Romania) 1989TOTAL MAŞINI DE HALDAT 5


1967-2012

6 TMC 1600 14 5600-6600

15

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]



7 TMC 1800 18 7500TOTAL TMC 42


1 5600 la depunere

5600 la incarcare

TAKRAF (RDG) 1990


1 6000 TAKRAF (RDG) 1990

TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 210 CBS 1600x60 3 4400 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 199211 CDS 1600 (MAN) 2 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1988-1992


5

CARIERA JILT SUD1 ERc1400X30/7 8 3280-3860 ETAPA I de cooperare [Romania + KRUPP

(RFG)]1978


1981


1982-1983


2 A2Rs-B6500X90 3 6500 intern (Romania) 1986-20043 A2Rs-B4400x170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG)+intern

(Romania)2003

4 MHD 4400X50 1 4400 IPAMERECUM TG-JIU (Romania) 1990TOTAL MAŞINI DE HALDAT 5


1967-2012

6 TMC 1400 15 3600-53007 TMC 1600 3 5600-66008 TMC 1800 17 75009 TMC 2000 12 9300


5600/3800x401 5600 la

depunere 3800 la

incarcare

TAKRAF (RDG) 1981


1 6000 TAKRAF (RDG) 1983


12 BRS 1600x60 4 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1980-1985TOTAL CĂRUCIOARE CU BANDĂ PE ŞENILE

4

CARIERA JILT NORD1 ERc1400X30/7 6 3280-3860 ETAPA III de cooperare [Romania +

KRUPP (RFG)]1984


2 A2Rs-B6500X90 3 6500 KRUPP (RFG)+cooperare (Romania) 1982-19833 intern (Romania) 19884 A2Rs-B6500X60 1 6500 KRUPP (RFG) 19785 MHD 4400X50 1 4400 IPAMERECUM TG-JIU (Romania) 1994

16

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]





1967-2012

7 TMC 1400 17 3600-53008 TMC 1600 8 5600-66009 TMC 1800 19 7500


5600/3800x401 5600 la

depunere 3800 la

incarcare

TAKRAF (RDG) 1989


11 CBS 1200x29/32 2 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1988-198912 CBS 1600x60 2 4400 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1980-198913 BRS 1600x60 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) 1993


5

CARIERA HUSNICIOARA1 ESRc 470 1 1300-1690 U.M. Timisoara (Romania) 19872 ERc1400X30/7 5 3280-3860 ETAPA IV intern (Romania) 1985-1991

TOTAL EXCAVATOARE 63 A2Rs-B6500X90 2 6500 KRUPP (RFG)+cooperare (Romania) 1985

intern (Romania) 19884 A2Rs-B4400x170 1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG)+intern

(Romania)1992



1967-2012

6 TMC 1400 20 3600-53007 TMC 1800 11 7500

TOTAL TMC 358 Masina de depunere T2053x30 4 1350 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1986-1988

9 Masina de scos T2846 2 1300 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1986-1988TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 6

10 CDS 1200x29/32 1 2000 intern (Romania) 198811 CDS 1600 (MAN) 2 4400 MAN (RFG)+cooperare (Romania) 1993-1996


3

SECTOR SECIURI1 ERc1400X30/7 3 3280-3860 ETAPA IV intern (Romania) 1989-19942 ESRc 470 1 1300-1690 U.M. Timisoara (Romania) 1990

TOTAL EXCAVATOARE 43 A2Rs-B6500X90 2 6500 intern (Romania) 1989 - 19964 MH 4400X50 1 4400 IPAMERECUM TG-JIU (Romania) 1997



1967-2012

6 TMC 1200 1 25007 TMC 1400 13 3600-53008 TMC 1600 1 5600-66009 TMC 1800 3 7500

TOTAL TMC 2017

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]



10 CBS 1200x29/32 1 2000 Cooperare [Romania+TAKRAF (RDG)] 1991TOTAL CĂRUCIOARE CU BANDĂ PE ŞENILE

1

REGRUPAREA PE TIPURI DE UTILAJE PER TOTAL DIRECTIA MINIERĂ1 Excavator EsRc 470x15/3,5 2 1300-1690 U.M. TIMIȘOARA (ROMÂNIA) = 2 buc. 1984÷19902 Excavator SRs 1300x26/3,5 8 2800-3500 Lauchhammer-Werk TAKRAF (RDG) = 2

buc.1976÷1977

Giorgi-Dimitroff-Magdeburg TAKRAF (RDG) = 6 buc.

1978÷1981

3 Excavator ERc 1400x30/7 57 3280-3860 KRUPP (RFG) = 3 buc. 1969÷1971ETAPA I de cooperare [România + KRUPP (RFG)] = 4 buc.

1977÷1979

ETAPA II de cooperare [România + KRUPP (RFG)] = 5 buc.

1979÷1982

ETAPA III de cooperare [România + KRUPP (RFG)] = 15 buc.

1979÷1986

ETAPA IV intern (România) = 30 buc. 1985÷20034 Excavator SRs 2000x30/7 4 4600-6000 Lauchhammer-Werk TAKRAF (RDG) = 4

buc.1973÷1977

TOTAL EXCAVATOARE 71 1969÷20035 Maşina de haldat MHD

4400x505 4400 IPAMERECUM TG-JIU (România) = 5 buc. 1990÷1999

6 Maşina de haldat A2Rs-B 4400x60

2 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 2 buc. 1969

7 Maşina de haldat ARs-B 4400x95

1 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 1 buc. 1976

8 Maşina de haldat MH 4400x120 1 4400 CIUMMR TIMIȘOARA (România) = 1 buc. 19899 Maşina de haldat A2Rs-B

4400x1707 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 1 buc. 1988

TAKRAF-KÖTHEN (RDG) + INTERN (România) = 6 buc.

1990÷2003


4 6300 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 4 buc. 1976÷1981


2 6500 KRUPP (RFG) = 2 buc. 1977÷1978


27 6500 KRUPP (RFG) = 2 buc. 1979÷1980

KRUPP (RFG) + cooperare (România) = 9 buc.

1980÷1985

INTERN (România) = 16 buc. 1986÷200413 Maşina de haldat A2Rs-B

12500x952 12500 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 2 buc. 1973÷1975

TOTAL MAŞINI DE HALDAT 51 1969÷200415 Cărucior cu banda CBS (BRS,

BPS) 1200x29/3221 2000 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 5

buc.COOPERARE [România + TAKRAF (RDG)] = 14 bucINTERN (România) = 2 buc.

1967÷1970

16 Cărucior cu banda BRS 1600x60 11 4400 TAKRAF-KÖTHEN (RDG) = 11 buc. 1976÷1993

17 Cărucior cu banda CBS 1600x60 8 4400 COOPERARE [România + TAKRAF (RDG)] = 8 buc.

1980÷1994

18 Cărucior distribuţie CDS 1600 (MAN, DSB)

23 4400 MAN (RFG) + COOPERARE (România) = 23 buc.

1979÷1996

TOTAL CĂRUCIOARE 63 1967÷200419 Maşina combinata KSS 5 5600 la TAKRAF (RDG) = 4 buc. 1979÷1989

18

NR. CRT.


NR. UTILAJE [BUC]



5600/3800x40 depunere 3800 la

încărcare20 Maşina combinata KSS

5600/5600x402 5600 la

depunere 5600 la

încărcare

TAKRAF (RDG) = 2 buc. 1980÷1990

21 Maşina combinata KSS (T3855-84.0)

1 5600 la depunere

5600 la încărcare

COOPERARE [România + TAKRAF (RDG)] = 1 buc.

1996

22 Maşina de depunere AsG 1250x26

1 1250 TAKRAF (RDG) = 1 buc. 1993

23 Maşina de depunere AsG 6000x40

5 6000 TAKRAF (RDG) = 5 buc. 1979÷1990

24 Maşina de depunere AsG 12500·30

1 12500 TAKRAF (RDG) = 1 buc. 1981

25 Maşina de depunere T2053x30 5 1350 COOPERARE [România + TAKRAF (RDG)] = 5 buc.

1986÷1990

26 Maşina de scos T2052 3 1200 COOPERARE [România + TAKRAF (RDG)] = 3 buc.

1983

27 Maşina de scos T2846 3 1300 COOPERARE [România + TAKRAF (RDG)] = 3 buc.

1986÷2003

TOTAL MAŞINI DE DEPOZIT 26 1979÷2003 28 Transportor TMC 1000 6 1400

Asimilate si diversificate de producători interni (UNIO SATU MARE- România) 1967÷2012

29 Transportor TMC 1200 1 250030 Transportor TMC 1400 134 3600÷530031 Transportor TMC 1600 58 5600÷660032 Transportor TMC 1800 118 750033 Transportor TMC 2000 21 930034 Transportor TMC 2250 1 12500

TOTAL TMC 339 1967÷2012 TOTAL UTILAJE 540

Pentru creşterea duratei de viaţă, precum şi pentru mărirea capacităţilor de producţie s-au modernizat utilajele de excavare şi în special mecanismul de acţionare al roţii port cupe, instalaţia electrică şi construcţia de rezistenţă. Din totalul celor 71 de excavatoare de mare capacitate sunt modernizate un număr de 29 de excavatoare, alte 6 urmând a fi modernizate în perioada 2017 – 2020.

Capacitatea totală de excavare este de 168.200 mc/h, iar capacitatea totală de haldare este de 280.800 mc/h.

Nr. crt.

Cariera Capacitatea proiectata(mii t/an)

Productia programata 2017

(mii tone)

Capacitatea de excavare(mc/h)

Capacitatea de haldare (mc/h)

1 Pinoasa 3.500 1.700 14.800 26.0002 Tismana 4.000 2.650 20.100 34.6003 Rovinari 2.500 1.000 13.800 28.3004 Roşia 4.200 2.450 27.200 42.2005 Peşteana 2.000 1.850 16.800 28.3006 Lupoaia 2.300 2.450 11.600 17.0007 Roşiuţa 3.000 3.300 17.500 30.400

19

8 Husnicioara 1.800 800 11.700 17.4009 Jilţ Nord 3.200 2.500 15.200 28.300

10 Jilţ Sud 4.000 2.300 19.500 28.300

TOTAL 0 21.000 820,2 168,2

Utilajele de excavare au vârste cuprinse între 10 ani şi 44 ani şi capacităţi teoretice nominale între 1.300÷6.000 mc/h, utilajele de haldare au vârsta cuprinsă între 10÷44 ani şi capacităţi teoretice cuprinse între 4.400÷ 12.500 mc/h,, utilajele de distribuţie au vârsta cuprinsă între 10÷44 ani şi capacităţi teoretice cuprinse între 2.000÷4.400 mc/h şi benzile transportoare au capacităţi teoretice cuprinse între 1.400÷12.500 mc/h.Experienţa industrială acumulată în domeniul exploatării cărbunelui se întinde pe o perioadă de peste 50 de ani, timp în care s-a realizat extracţia unei cantităţi de peste 1 miliard de tone .

Capacitatea maximă de producţie este de 25,5 milioane t/an la un program de 5 zile/săptămână şi de 30,5 milioane t/an la un program de 7 zile/săptămână, fiind determinată de dotarea tehnică, baza materială, productivitatea şi condiţiile tehnologice dar şi de consumul de cărbune solicitat.

III. ANALIZA DIAGNOSTIC A MEDIULUI EXETRN ŞI INTERN AL CE OLTENIA

A. Mediul extern.i. Evoluţia pieţei de energie.

În perioada 2012 –sep. 2016au avut loc transformări importante pe piaţa de energie după cum urmează:

a) Cresterea puterii instalate în rândul producătorilor de energie din surse regenerabile. Componenta producătorilor de energie electricala nivel naţional este prezentat în tabelul de mai jos:

SPECIFICATIE (valori brute) U.M. 9 luni 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010

TOTAL, din care: MW 24.672 24.555 24.500 23.703 22.436 21.520 20.878TERMO (cărbune si hidrocarburi) MW 12.028 11.987 12.102 12.079 12.454 12.609 12.637HIDRO MW 6.740 6.740 6.709 6.648 6.565 6.527 6.482NUCLEAR MW 1.413 1.413 1.413 1.413 1.413 1.413 1.413EOLIAN MW 3.023 2.978 2.953 2.607 1.905 988 323 FOTOVOLTAIC MW 1.338 1.332 1.223 860 29 1 0BIOMASA MW 130 105 100 96 70 26 23

Sursa: www.transelectrica.ro - raportări periodice

b) Scăderea consumului brut de energie electrică sub impactul crizei econommice şi al contractării sectorului industrial. Consumul de energie electrică în perioada 2013-2015 a fost mai mic decât cel înregistrat în 2011 şi 2012.

c) Reducerea preţurilor pe piaţa de energieReducerea preţurilor medii de vânzare a energiei electrice la producător, pe principalele componente ale pieţei angro de energie:

- pe PZU - cu 67,69 lei/MWh, în 2016 faţă de 2012, respectiv 31,1%- pe PCCB - cu 58,1 lei/MWh, în 2016 faţă de 2012, respectiv 26,7%

Pentru CE Oltenia reducerea preţului mediu de vânzare a energiei electrice a fost:- pe PZU - cu 84,07 lei/MWh, în 2016 faţă de 2012 , respectiv 33,2%. - pe PCCB - cu 64,77 lei/MWh în 2016 faţă de 2012, respectiv 28,6%

d) O strategie energetică naţionalaneactualizată ceea ce face ca factorul determinant săîl constituie condiţiile meteorologice.Anii 2013 şi 2014 s-au caracterizat printr-o hidraulicitate ridicată şi perioade mari de timp cu vânt, manifestate în special în gol de sarcina când consumul de energie electrică este minim, amplificând influenţa acestora asupra producţiei în centralele clasice;

20

e) Subvenţionarea puternică a concurenţei, respectiv a producătorilor pe alte forme de energie;Producătorii de energie din surse regenerabile primesc subvenţii sub forma certificatelor verzi, pe care le plătesc toţi consumatorii, inclusiv cei casnici, şi care sunt reliefate separat în factura lunară la electricitate.Sistemul de promovare a energiei electrice produse din surse regenerabile de energie se aplică pentru energia electrică livrată în reţeaua electrică (pentru 1 MWh), produsă din:- energie hidraulică utilizată în centrale cu o putere instalată de cel mult 10 MW – 2,3/2/0,5 certificate verzi, după caz; - energie eoliană – 1,5 certificate verzi; - energie solară – 3 certificate verzi; - energie geotermală, biomasă, biolichide, biogaz – 2 certificate verzi; - gaz de fermentare a deşeurilor - 1 certificat verde; - gaz de fermentare a nămolurilor din instalaţiile de epurare a apelor uzate – 1 certificat.În perioada 1 iulie 2013 – 31 martie 2017 s-a amânat temporar tranzacţionarea unui număr de certificate verzi, pentru fiecare 1 MWh produs şi livrat de producătorii de energie electrică din surse regenerabile, după cum urmează: - 1 certificat verde pentru hidrocentralele noi, cu puteri instalate de cel mult 10 MW; - 1 certificat verde pentru centralele electrice eoliene; - două certificate verzi pentru centralele electrice solare.Producătorii de energie pe bază de cărbune sunt “penalizaţi” prin plata de certificate de CO2.CE Oltenia plăteşte aproximativ 0,9 certificate de CO2 pentru fiecare MWh produs.

f) Permiterea funcţionarii unor producători de energie care nu au implementat instalaţiile de reducere a emisiilor poluante, în condiţiile în care CE Oltenia a implementat aceste proiecte de mediu cu efect important asupra costurilor de producţie, constând în costurile creditelor, costurile cu mentenanţa şi materiile prime folosite de aceste instalaţii;

g) Permiterea unor centrale concurente să nu plăteasca datoriile la bugetul de stat;h) Importul de cărbune pentru alte termocentrale, in timp ce exista o supraproducţie la CE Oltenia care ar

putea acoperi cu costuri mult mai reduse energia produsa de aceşti producători pe piaţa internă;i) Preţul unui certificat de CO2 a crescut de la 4,65 Euro/EUA în data de 07.01.2014 până la 7,14

Euro/EUA în data de 30.12.2014 şi la 8,63 Euro/EUA la finele anului 2015, reducându-se în anul 2016 la valori cuprinse între 4,5 şi 5 Euro/EUA, la data de 31.12.2016 înregistrând valoarea de 6,55 Euro/EUA(sursa: www.eex.com);

j) Începând cu anul 2014, CE Oltenia nu a mai vândut energie electrică pe Piaţa Reglementată, piaţă pe care în cele 7 luni din anul 2012 a vândut aproximativ 3,8 TWh (reprezentând 41% din cantitatea vândută) iar în anul 2013 aproximativ 3,5 TWh (reprezentând 33% din cantitatea vândută);

k) Legislaţie nefavorabila companiei atât din punct de vedere al facilitaţilor acordate altor producători (regenerabile şi gaz) cât şi al legislaţiei secundare realizate de ANRE (preţuri diferenţiate pe piaţa serviciilor de sistem, taxa de injecţie diferenţiată etc);

l) Creşterea capacităţilor instalate în centralele electrice de producere a energiei din surse regenerabile. De multe ori a fost posibil ca pentru perioade lungi de timp necesarul de consum să poată fi acoperit în afara producătorilor pe cărbune;

m) În funcţie de prognoza privind viteza vântului, producătorii în centralele eoliene vând energia electrică pe PZU la preţuri foarte mici, fiind interesaţi de primirea bonusului pentru certificatele verzi, valorificarea energiei fiind trecută în plan secund. Din cauza ofertelor cu care participă aceşti producători pe PZU la preţuri foarte mici, preţul de închidere al pieţei este puternic influenţat, existând intervale când preţul pe PZU s-a închis la 1 leu/MWh.

n) Punerea în exploatare comercială a centralei OMV-Petrom, cu o putere instalată de 850 MW care a funcţionat pe gaze, la preţ intern, faţă de ceilalţi producători care primesc gaze “la coş” (un mix de gaz din producţia internă şi gaz din import), pana la 01.01.2015. În toată această perioadă CE Oltenia a achiziţionat gaze la preţ de 3 ori mai mare.

o) Bariere privind exportul de energie

21

http://www.eex.com/

În cursul anului 2014 s-au încheiat contracte de vânzare a energiei electrice cu facilităţi acordate dacă energia era livrată la export, pentru cantităţi importante, cu livrare în perioada 1 iulie 2014 – 31 decembrie 2015.Creşterea taxei de rezervare de capacitate de interconectare pentru exportul de energie de la aproximativ 1 euro/MWh (la momentul încheierii contractelor) la cca. 6 euro/MWh a determinat partenerii noştri de afaceri să denunţe unilateral contractele încheiate pentru export de energie electrică. În continuare, producătorii nu pot perfecta direct contracte pentru export, acest lucru fiind interzis de art. 28 lit.c din Legea 123/2012.

p) De la cuplarea pieţelor (România, Ungaria, Slovacia şi Cehia) şi până în prezent, toată capacitatea alocată pentru PZU este doar pentru import, posibilităţile de vânzare a energiei electrice din România către Ungaria fiind aproape nule.Astfel, din cauza legislaţiei secundare emisă de ANRE şi Transelectrica, principalii producători din România sunt net dezavantajaţi, comparativ cu cei din Ungaria. În realitate nu s-a realizat o cuplare a pieţelor, ci o extindere a pieţelor spot din Cehia, Slovacia, Ungaria până în România, cu efecte negative asupra pieţei spot din ţara noastră.

În condiţiile descrise mai sus:

- evoluţia principalelor date de bilanţ şi structura producţiei de energie pe tipuri de resurse în perioada 2010-sep. 2016la nivel national se prezintă în felul următor:

Specificatie U.M. 9 luni 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010

Date de bilantEnergie produsa TWh 44,55 62,62 62,04 55,78 56,71 60,39 59,14Energie livrata TWh 41,78 58,53 57,85 51,70 52,11 55,64 54,94Import TWh 2,85 3,78 1,07 0,45 1,4 1,04 0,94Export TWh 6,11 10,50 8,20 2,47 1,15 2,94 3,85Consum intern TWh 38,52 51,81 50,73 49,68 52,36 53,74 52,03

Structura pe tipuri de resurseSolid % 25,08

%27,63% 27,30% 29,00% 39,70% 40,00% 33,80%

Hidro % 29,81% 27,15% 31,42% 28,30% 22,80% 26,00% 35,70%Nuclear % 18,00% 18,27% 18,56% 20,60% 20,20% 19,40% 19,40%Gazos % 14,53% 14,34% 12,37% 14,70% 12,80% 11,70% 10,20%Eolian + fotovoltaic % 11,83% 12,34% 10,19% 7,10% 3,50% 1,90% 0,00%Altii % 0,75% 0,27% 0,16% 0,30% 1,00% 1,00% 0,90%

sursa: www.anre.ro - rapoarte privind monitorizarea pietei de energie electrica; datele la 9 luni 2016 privind „Structura pe tipuri de resurse” au fost obtinute prin prelucrarea datelor din raportarile operative existente pe site-ul www.transelectrica.ro.

- evoluţia cotelor de piaţă deţinute de producătorii cu unităţi dispecerizabile în funcţie de energia livrată în reţele se prezintă astfel:

SPECIFICATIE (%) U.M. 9 luni 2016 2015 2014 2013 2012 2011 2010

HIDROELECTRICA % 31,2 27,1 31,4 28,2 22,8 26,0 36,0CE OLTENIA % 20,8 23,3 21,0 20,8 30,4 31,1 26,0NUCLEARELECTRICA % 18,2 18,3 18,6 20,7 20,2 19,4 19,0CE HUNEDOARA % 2,3 2,8 4,3 5,3 5,9 4,1 3,0R.A.A.N. % 0 0,5 1,0 1,5 2,1 2,2 2,0OMV PETROM % 6,5 5,7 3,5 6,3 3,6 1,1 0,0ROMGAZ % 2,0 2,9 2,5 1,7 0,0 0,0 0,0ELCEN % 3,5 3,2 3,5 4,6 6,4 7,1 6,0ALTII % 15,5 16,2 14,4 10,9 8,6 9,0 8,0

22

sursa: www.anre.ro - rapoarte privind monitorizarea pietei de energie electrica.

- evoluţia volumelor tranzacţionate pe principalele componente ale pieţei angro de energie se prezintă astfel:

Piata Specificatie U.M. 2012 2013 2014 2015

Piata pentru Ziua Urmatoare (PZU)

Volum tranzactionat TWh 10,72 16,34 21,5 22,49Cota de piata % 19,9% 31,3% 41,3% 42,2%Pret mediu lei/MWh 217,51 156,2 154 166,35

Piata Centralizata a Contractelor Bilaterale (PCCB)

Volum tranzactionat TWh 14,25 32,81 37,32 62,88Cota de piata % 14,6% 41,5% 65,0%Pret mediu lei/MWh 230,19 179,42 161,28 164,88

Sursa: www.opcom.ro – Rapoarte anuale de sinteză a rezultatelor funcţionării pieţelor centralizate operate de OPCOM

Pentru anul 2015, valorile menţionate pe PCCB includ valorile aferente PCCB-LE, PCCB-NC, PC-OTC şi PCSU.

ii. Evoluţia pieţei lignitului.

Începând cu anul 2014, o parte din beneficiarii tradiţionali au renunţat să mai achiziţioneze lignit de la CE Oltenia (CET Arad – a început funcţionarea pe gaze; CET Oradea – a cumpărat cărbune din Ungaria pentru că beneficiază de costuri mai reduse cu transportul cărbunelui; COLTERM Timişoara a cumpărat o cantitate importantă de cărbune de la firme private, RAAN Drobeta Turnu Severin si-a redus capacitatea de productie odata cu inchiderea liniei de productie de apa grea) ceea ce a condus la reducerea livrărilor de cărbune cu cca. 3.000.000 tone/an.

iii. Legislaţia europeanăși naţională.

Acest factor a influentat negativ compania prin:

a) Adoptarea unei legislaţii la nivel europen care impune condiţii din ce în ce mai nefavorabile producătorilor pe carbune pentru orizontul 2030 (creşterea eficienţei energetice cu 27%, creşterea ponderii energiilor regenerabile în consumul final al UE la 30%, diminuarea emisiilor de gaze cu efect de seră cu 40% faţă de nivelul anului 1990); Aceasta legislaţie are efect direct asupra preţului certificatelor de CO2.

b) Introducerea impozitului pe construcţiile speciale în perioada 2014 – 2016 a condus la inregistrarea unor cheltuieli foarte mari,respectiv:34 millei în 2014, 21,5 mil lei în 2015 şi 14 mil lei în 2016;

c) Lipsa unei Strategii naţionale în domeniul energetic care să definească gradul de utilizare al producătorilor, pe prognoze care iau în considerare o medie multianuală în domeniul hidraulicităţii sau a existenţei surselor de energie regenerabilă cu asigurarea siguranţei sistemului energetic national.

iv. Mediul economic.

a) Rating modest acordat de companiile de specialitate României, care are influenţă asupra costurilor creditelor societaţii;

b) Devalorizarea monedei naţionale în raport cu principalele valute în care CE Oltenia are contractate credite a condusla înregistrarea unor diferenţe mari de curs valutar şi implicit la rezultate financiare negative;

c) Criza euro şi nevoia unei noi reforme instituţionale a UE;d) Probleme în domeniul convergenţei reale (competitivitate scăzută, investiţii publice insuficiente şi lipsa

unei infrastructuri adecvate);e) Piaţa de capital din Romania se confruntă cu probleme de volum şi lichiditate, dar şi de strategie;

23

http://www.opcom.ro/

v. Competitori

Principalii competitori ai companiei pe piaţa de energie electrică precum şi indicatorii înregistraţi de aceştia sunt prezentaţi în tabelul următor:

Competitori

Putere totala instalata la 30.09.2015

(MW)

Cota de piata la 30.09.2015

(%)

Nr. personal

Rezultate nete obtinute (mil lei)

2012 2013 2014 2015

HIDROELECTRICA 6.440 28,9% 3.711 -508 719 967 899NUCLEARELECTRICA 1.413 18,2% 2.067 34 423 131 147CE OLTENIA 4.337 22,9% 15.268 118 4,6 -683 -961CE HUNEDOARA 1.225 3,0% 6.427 38 -148 -352 -1.662OMV PETROM 850 4,7%

Notă: În România, spre deosebire de alte state din Europa, producătorii sunt împărţiţi pe surse de producere

a energiei electrice în timp ce în alte state, producătorii au un mix de surse de producere a enegiei. Această organizare dezavantajează clar producătorii de energie pe cărbune în condiţiile în care

combustibilul folosit are o pondere relativ mare în costul de producţie (50,4%). La finele anului 2012 capacitatea instalată în rândul producătorilor de energie din surse regenerabile

era de 2.339 MW, iar ponderea producţiei realizată de aceştia era de 3,5%.

B. Mediul intern.

i. Marketing si vânzări

a) Energie

În 2013, urmare a schimbării strategiei de vânzare,compania a ieşit pe piaţă cu oferte flexibile pe termen de 12-18 luni cu livrare în banda s-a reuşit încheierea unor contracte pentru cantităţi însemnate cu derulare atât în anul 2013, cât şi în 2014.Începând cu 01.01.2014, ANRE nu a mai preluat de la societatea noastră cantităţi de energie electrică pe contracte reglementate.

În trimestrul II 2014 societatea a încheiat contracte de vânzare a energiei la export, dar creşterea taxei de interconectare (ATC) de la 1 Euro/MWh la momentul încheierii contractelor la aproximativ 6 Euro/MWh la momentul începerii livrărilor conform contractelor a determinat partenerii noştri să rezilieze unilateral aceste contracte, astfel că societatea nu a realizat venituri importante.

Începând cu data de 20 noiembrie 2014 s-a realizat o cuplare a pieţelor spot din România, Ungaria, Slovacia şi Cehia, elaborarea ofertelor realizându-se în ore CET fapt care a influenţat scadere preţului de vanzare in Romania. In condiţiile în care interconectarea pietelor se va face la nivel european, având în vedere preţurile practicate de alte ţări, de genul Germaniei sau a regiunilor NORDPOOL, preţul de vanzare a energiei în România va scadea in continuare.

Din cauza modului de alocare a capacităţii de interconexiune, în realitate, nu s-a realizat o cuplare a pieţelor ci o extindere a pieţelor spot din Cehia, Slovacia şi Ungaria până în România, cu efect negativ asupra producătorilor din România, deoarece posibilităţile de vânzare a energiei electrice din România către Ungaria sunt aproape nule.

Începând cu 01.01.2015, compania a participat zilnic la PCCB-NC şi s-au încheiat contracte cu derulare în anul 2015 (perioade săptămânale, lunare şi trimestriale). De asemenea, s-au efectuat oferte pe PCCB-LE perfectând contracte cu derulare în anul 2015.

Urmare a schimbărilor petrecute în mediul de afaceri cu energie, în prezent se tranzacţionează cantităţi importante de energie pe PZU, la preţuri mici, fapt ce determină potenţialii clienţi să evite încheierea unor

24

contracte pe perioade mai mari de timp cu livrare în bandă, fapt pentru care nu s-a reuşitîncheierea unui număr suficient de contracte pe PCCB, preţul energiei electrice neacoperind costul de producţie.

Cantitatea de energie electrică vândută şi evolutia preţurilor medii de vânzare pe fiecare componentă a pieţei angro de energie în perioada 2012-2016 sunt prezentate în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Tip piata

2012 (iun-dec) 2013 2014 2015 2016

TWh % TWh % TWh % TWh % TWh %

1 Reglementata 3.49 ..... 3.51 +21,7% 0 0 02 PCCB si PCCB-NC 3.08 ..... 2.81 -9,3% 6.20 -12,0% 8.30 -9,8% 7.33 -0,8%

3 Piata cu Amanuntul 0.32 ..... 0.14 +15,5% 0.03 -11,3% 0.02 -45,2% 0.02 -2,8%

4 PZU+PI 1.44 ..... 3.44 -30,0% 4.17 -4,1% 3.77 +9,5% 3.68 -9,2%

5 Piata de Echilibrare 0.69 ..... 0.78 -0,9% 1.23 +5,6% 1.22 +5,6% 0.90 +9,8%

Total Vanzari 9.02 ..... 10.68 -5,3% 11.64 -7,4% 13.31 -3,1% 11.93 -2,8%

Nota: procentele au fost determinate prin raportarea preţurilor realizate, inclusiv cu componenta de introducere în reţea Tg. [pentru anul 2012 Tg=10,22 lei/MWh, pentru anul 2013 Tg=11,90 lei/MWh, pentru anul 2014 Tg = 12,32 lei/MWh, pentru anul 2015, în perioada 1 ianuarie – 30 iunie Tg = 12,32 lei/MWh, in perioada 1 iulie – 31 decembrie Tg = 3,48 lei/MWh, pentru anul 2016, în perioada 1 ianuarie – 24 iulie Tg= 3,48 lei/MWh, iar în perioada 25 iulie – 31 decembrie Tg = 1.16 lei/MWh].

b) Minerit

Cantitatea de cărbune vândută beneficiarilor externi şi veniturile realizate în perioada 2012-2016 este prezentată în tabelul de mai jos:

Specificaţie U.M. 2012 (iun-dec) 2013 2014 2015 2016

Cantitatea vândută mii tone 3.462 5.435 4.009 2.207 416Venituri realizate mii lei 207.827 333.574 238.620 130.208 29.704

Reducerea veniturilor din vânzarea lignitului către beneficiari externi se datorează faptului că începând cu anul 2014, o parte din beneficiarii tradiţionali au renunţat să mai achiziţioneze lignit de la noi (CET Arad – a început funcţionarea pe gaze; CET Oradea – a cumpărat cărbune din Ungaria pentru că beneficiază de costuri mai reduse cu transportul cărbunelui si in prezent intenţionează să funcţioneze pe gaz; COLTERM Timişoara a cumpărat o cantitate importantă de cărbune de la firme private; CET Govora - a integrat UMC Berbesti, RAAN Drobeta a intrat in insolventa si a inchis uzina de apa grea).

ii. Activitatea de producţie si performanţa funcţională.

1. Energie.

Producţia de energie electrică şi indicatorii de eficienţă realizaţi la nivelul fiecărei sucursale energetice sunt prezentaţi în tabelul de mai jos:

Specificatie Anii SE Turceni SE Rovinari SE Craiova Se Isalnita CE OlteniaProductia de energie(TWh)

2012 4,11 3,56 0,78 1,62 10,072013 4,55 4,73 0,95 1,56 11,792014 5,03 4,97 1,03 2,27 13,302015 4,94 6,13 1,10 2,78 14,952016 4,43 6,12 1,14 1,85 13,54

Puterea medierealizata(MW)

2012 800 693 152 316 1.9612013 519 540 108 178 1.3452014 574 567 118 259 1.518

25

Specificatie Anii SE Turceni SE Rovinari SE Craiova Se Isalnita CE Oltenia2015 564 699 126 318 1.7072016 505 697 130 210 1.542

Consum specific brut(gcc/KWh)

2012 364,22 333,14 376,52 402,27 360,332013 349,61 331,35 348,58 406,37 349,722014 343,54 325,82 340,21 371,79 341,472015 349,90 322,07 314,63 371,60 340,032016 361,58 323,25 339,55 381,22 345,04

Consum propriu electric(%)

2012 10,28% 9,25% 14,01% 7,78% 9,80%2013 10,54% 8,88% 12,86% 7,45% 9,65%2014 9,49% 8,82% 13,14% 8,50% 9,37%2015 9,11% 8,83% 12,09% 8,43% 9,10%2016 10,19% 8,84% 14,09% 9,22% 9,78%

Cheltuieli cu mentenanta capacitatilor de productie(milioane lei)

2012 30,97 24,43 7,35 20,04 82,792013 25,95 19,03 10,51 14,43 69,922014 12,93 19,92 7,74 8,60 49,192015 25,24 16,56 7,80 7,77 57,372016 19,95 13,65 5,57 8,92 48,09

Cost unitar de productie (%)

20122013 +15,9% +7,1% -21,8% +0,2% +6,7%2014 -6,8% -9,9% -2,6% -16,4% -5,0%2015 -8,0% -8,4% -5,3% -7,8% -8,0%2016 +3,6% -2,2% +19,7% +15,8% +2,0%

Din analiza tabelului de mai sus, compania, dintr-o capacitate orară totala instalată de 3.570 MW, fără a lua în considerare termocentrala Chiscani, si o capacitate disponibilă orară de 2.880 MWh, cea mai mare putere medie orară a fost obţinută în anul 2012, când puterea instalată în regenerabile a fost redusă si a fost si un an secetos, dar si datorita faptului ca in acel an societatea a avut alocata o cantitate importanta in piata de energie din zona reglementata.

Tabel cu incarcarea si disponibilitatea blocurilor.

Parametrul An Perioada S.E. Rovinari S.E. Turceni S.E. Isalnita S.E. Craiova

S.E. Chiscani CEO CEO++

Disponibilitatea (%)

2013 IAN-DEC 94.83 88.92 79.76 75.96 100.00 85.31 88.612014 IAN-DEC 84.66 83.57 87.32 67.25 11.43 81.78 71.822015 IAN-DEC 89.07 83.30 78.47 65.49 80.95 2016 IAN-DEC 92,95 71,55 67,51 82,97 78,57

Energia produsa(TWh)

2013

IAN-MART+ OCT-DEC 2,597,093 2,578,137 1,117,449 559,657 0 6,852,336 6,852,336

APR-SEPT 2,135,079 1,947,107 445,564 385,387 0 4,913,137 4,913,137

2014

IAN-MART+ OCT-DEC 2,669,395 2,598,596 1,216,735 589,387 0 7,074,113 7,074,113

APR-SEPT 2,300,283 2,398,205 1,051,625 446,605 0 6,196,718 6,196,718

2015

IAN-MART+ OCT-DEC 2,943,202 2,648,929 1,479,036 526,038 0 7,597,205 7,597,205

APR-SEPT 3,184,479 2,289,233 1,306,941 579,106 0 7,359,759 7,359,759

2016

IAN-MART+ OCT-DEC

3.158.810 2.316.833 1.169.461 619.7240 7,264,828 7,264,828

APR-SEPT 2,926,224 2,113,125 677,782 523,867 0 6,276,998 6,276,998

Gradul de incarcare

(%)2013

IAN-MART+ OCT-DEC 45.04 35.77 40.61 42.71 0.00 40.22 36.17

APR-SEPT 36.83 26.87 16.10 29.25 0.00 28.68 25.79

26

Parametrul An Perioada S.E. Rovinari S.E. Turceni S.E. Isalnita S.E. Craiova

S.E. Chiscani CEO CEO++

2014

IAN-MART+ OCT-DEC 46.00 45.00 44.00 45.00 0.00 45.00 39.00

APR-SEPT 40.00 42.00 38.00 34.00 0.00 40.00 28.00

2015

IAN-MART+ OCT-DEC 55.00 46.00 32.00 40.00 0.00 49.00 40.00

APR-SEPT 51.00 39.00 69.00 44.00 0.00 47.00 35.00

2016

IAN-MART+ OCT-DEC 72,6 39,9 42,3 47,0 0.00 51,05 45

APR-SEPT 68,1 36,4 24,5 39,8 0.00 44,1 39

După cum se poate observa din tabelul de mai sus, cu toate ca gradul de disponibilitate al grupurilor pentru a produce energieeste foarte mare,între 78-85%, gradul de încărcare raportat la energia produsă este redus, între 29% si 47% vara, respectiv între 40% şi51% iarna.

1.3.Stabilirea ordinului de merit al grupurilor energetice şi carierelor.

Din analiza indicatorilor de performanţă a blocurilor energetice prezentaţi în anexe, a fost calculat costul de producţie realizat la nivelul fiecărui bloc energetic în anul 2016, iar clasamentulpe grupuri se prezintă astfel:

Nr. crt. Denumire sucursala Bloc Energetic U.M. Cost de productie1 SE Rovinari Blocul nr. 6 Lei/MWh ……………..2 SE Rovinari Blocul nr. 4 Lei/MWh ……………..3 SE Rovinari Blocul nr. 3 Lei/MWh ……………..4 SE Turceni Blocul nr. 7 Lei/MWh ……………..

5 SE Turceni Blocul nr. 4 Lei/MWh ……………..6 SE Turceni Blocul nr. 3 Lei/MWh ……………..7 SE Turceni Blocul nr. 5 Lei/MWh ……………..8 SE Isalnita Blocul nr. 7 Lei/MWh ……………..9 SE Craiova Blocul nr. 2 Lei/MWh ……………..

10 SE Craiova Blocul nr. 1 Lei/MWh ……………..11 SE Isalnita Blocul nr. 8 Lei/MWh ……………..12 SE Turceni Blocul nr. 1 Lei/MWh ……………..

Această clasare reprezintă ordinea de merit pe care se va susţine realizarea producţiei bugetate.

Se specifica faptul ca pentru grupurile energetice de la Craiova pe perioada de iarna se primeste bonus de cogenerare fapt ce le aduce la un cost acceptabil.

Clasarea carierelor miniere în funcţie de costul realizat pentru extracţia cărbunelui în anul 2016 este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Unitatea Minieră UM 2016 2015

1 Cariera Tismana lei/tonă ………. ……….

2 Cariera Roşiuţa lei/tonă ………. ……….

3 Cariera Lupoaia lei/tonă ………. ……….

4 Cariera Jilţ Nord lei/tonă ………. ……….

27

5 Cariera Pinoasa lei/tonă ………. ……….

6 Cariera Roşia lei/tonă ………. ……….

7 Cariera Husnicioara lei/tonă ………. ……….

8 Cariera Peşteana lei/tonă ………. ……….

9 Cariera Rovinari lei/tonă ………. ……….

10 Cariera Jilţ Sud lei/tonă ………. ……….

11 Cariera Berbeşti (3 luni) lei/tonă ………. ……….

TOTAL lei/tonă ………. ……….

Structura costului unitar de producţie realizat în 2016pentru un MWh

28

Structura costului unitar de producţie realizat în 2016 pentru o tonă de cărbune

Costul total cu cărbunele până “la poarta fiecărei termocentrale”, se prezintă astfel:

În funcţie de modul de calcul al costului total pentru o tonă de cărbune pe lanţul extracţie – încărcare în vagoane – transport – descărcare vagoane, până la fiecare termocentrală, situaţia se prezintă astfel:

Metoda 1 – valorile prezentate în tabelul de mai jos includ: costul mediu cu extracţia cărbunelui realizat la nivelul Diviziei Miniere şi cu care se avizează termocentralele, costurile cu manevrele privind preluarea, încărcarea, predarea şi descărcarea vagoanelor, costurile cu transportul cărbunelui pe calea ferată, până la termocentrale şi costurile administrative.

Metoda 2 – valorile prezentate în tabelul de mai jos includ: costurile cu extracţia cărbunelui aferente unităţilor miniere care livrează cărbune către termocentrala respectivă, costurile cu manevrele privind preluarea, încărcarea, predarea şi descărcarea vagoanelor, precum şi costurile cu transportul cărbunelui pe calea ferată, până la termocentrale şi costurile administrative.

29

Sucursala U.M.Valoare

Metoda1 Metoda 2SE Rovinari lei/tona …… …….SE Turceni lei/tona …… …….SE Craiova lei/tona …… …….SE Isalnita lei/tona …… …….Cost mediu lei/tona …… …….

Se observă diferenţe semnificative între valorile determinate potrivit celor două metode la sucursalele Turceni, Işalniţa şi Craiova, din următoarele motive:

- la SE Turceni se datorează faptului că livrările de cărbune se fac,în general (80%), de la carierele din apropiere, respectiv Jilţ Nord, Jilţ Sud şi Pesteana, cariere al căror cost cu extracţia cărbunelui este mai mare decât costul mediu de extracţie realizat la nivelul Direcţiei Miniere. Aici trebuie menţionat faptul că cheltuielile cu transportul cărbunelui pe calea ferată sunt aproape la jumătate faţă de cheltuielile suportate de Sucursalele Işalniţa şi Craiova;

- la SE Craiova şi SE Işalniţa se datorează faptului că livrările de cărbune se fac,în general, de la carierele Lupoaia şi Roşiuţa, cariere al căror cost cu extracţia cărbunelui este mai mic decât costul mediu de extracţie realizat la nivelul Direcţiei Miniere.

Structura livrărilor de cărbune de la unităţile miniere către termocentrale, în anul 2015, se prezintă astfel:

Unitatea minieraCantitatea livrata catre termocentrale (mii tone)

SE Rovinari SE Turceni SE Craiova SE IsalnitaUMC Jilt Sud 2.287 UMC Jilt Nord 2.187 UMC Rosia 2.436 1.169 104 UMC Pesteana 844 617 446UMC Lupoaia 199 405 1.457UMC Husnicioara 100 60 UMC Rosiuta 40 727 2.327UMC Tismana 2.683 UMC Pinoasa 1.466 UMC Rovinari 1.117

TOTAL 7.702 6.826 1.913 4.230

Având în vedere modul de determinare a costului tonei de cărbune, prezentat mai sus, costul unui MWh la nivelul fiecărei termocentrale se prezintă astfel:

SUCURSALA

VARIANTA 1

LEI/MWh, din care:

LEI/MWh termo.

LEI/MWh costExecutiv CEO pentru activitatea energetica

LEI/TO, din care:

LEI/TO transport carbune

CFR

LEI/TO cost

carbune cariera

LEI/TO cost Sediu SDM, UIC

Motru, USM,

Seciuri

LEI/TO cost

carbune aferent ELCFU

LEI/TO cost Executiv

CEO pentru activitatea

miniera

SE ROVINARI ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….SE CRAIOVA ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….SE TURCENI ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

30

SUCURSALA

VARIANTA 1

LEI/MWh, din care:

LEI/MWh termo.


LEI/TO, din care:

LEI/TO transport carbune

CFR

LEI/TO cost

carbune cariera


Motru, USM,

Seciuri

LEI/TO cost


LEI/TO cost Executiv

CEO pentru activitatea

miniera

SE ISALNITA ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….TOTAL CEO ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

SUCURSALA

VARIANTA 2

LEI/MWh, din care:

LEI/MWh termo.


LEI/TO, din

care:

LEI/TO transpor

t carbune

LEI/TO cost

carbune cariera


Motru, USM,

Seciuri

LEI/TO cost


LEI/TO cost

Executiv CEO

pentru activitatea

minieraSE ROVINARI ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

SE CRAIOVA ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

SE TURCENI ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

SE ISALNITA ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

TOTAL CEO ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. ……. …….

2. Minerit

2.1 Rezerve de lignit. Calitate.

Activitatea de extracţie a lignitului se va desfăşura pe teritoriul judeţului Gorj, prin tehnologii de extracţie în flux continuu cu excavatoare cu rotor, transportoare cu bandă de mare capacitate şi maşini de haldat.

Directia Minieră deţine licenţe de exploatare pentru toate perimetrele miniere de suprafaţă, licente active până în anul 2027.

Rezerva de lignit cantonată în perimetrele de exploatare, asigură funcţionarea Complexul Energetic Oltenia, pentru o perioadă de 40 de ani, în condiţiile menţinerii ritmului actual de exploatare.

Calitatea producţiei de lignit la rezerva industrială existentă: Puterea calorifică: Q = 1.740 kcal/kg; Cenuşa: A = 39,50 %; Umiditate: W = 41,60 %; Sulf: S = 1,20 %;

În prezent, activitatea de exploatare se desfăşoarăîn 10cariere.

2.2 Evoluția indicatorilor de performanță cu privire la eficiența carierelorSintetic, principalii indicatori de volum şi de eficienţă realizaţi de unităţile miniere de suprafaţă sunt prezentaţi în tabelul de mai jos:

SPECIFICATIE U.M. 2013 2014 2015 2016TOTAL DM (capacitate de productie de 30.500.000 tone/an, fara Cariera Berbesti) Productia de carbune mii tone 22.596 21.501 22.405 19.560

31

SPECIFICATIE U.M. 2013 2014 2015 2016 Descoperta mii mc 149.411 137.290 129.449 103.665 Raport descoperta/carbune mc/tone 6,61 6,39 5,78 5,30 Putere calorifica Kcal/Kg 1809 1809 1.833 1.807 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,92 3,98 4,02 4,20 Cost unitar de productie % ..... -5,6% -18,95 -0,5%Cariera ROSIA (capacitate de productie de 4.200.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 2.820 3.045 3.617 2.610 Descoperta mii mc 18.990 16.833 19.830 15.100 Raport descoperta/carbune mc/tone 6,73 5,53 5,48 5,79 Putere calorifica Kcal/Kg 1914 1904 1.888 1.915 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 4,38 4,28 4,18 4,74 Cost unitar de productie % ..... -11,4% -14,5% +23,4%Cariera PESTEANA (capacitate de productie de 2.000.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 1.970 1.930 2.016 1.560 Descoperta mii mc 13.600 14.200 12.035 11.100 Raport descoperta/carbune mc/tone 6,9 7,36 5,97 7,12 Putere calorifica Kcal/Kg 1.909 1.861 1.876 1.779 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 4,64 4,33 4,62 4,56 Cost unitar de productie % ..... +3,7% -14,7% +13,6%Cariera ROVINARI (capacitate de productie de 2.500.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 1.275 957 1.119 693 Descoperta mii mc 11.208 9.349 9.566 7.640 Raport descoperta/carbune mc/tone 8,79 9,77 8,55 11,02 Putere calorifica Kcal/Kg 1.771 1.754 1.717 1.702 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,75 4,07 3,82 3,91 Cost unitar de productie % ..... +18,8% -27,7% +35%Cariera TISMANA (capacitate de productie de 4.000.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 2.194 2.141 2.665 3.482 Descoperta mii mc 17.618 17.154 16.331 13.113 Raport descoperta/carbune mc/tone 8,03 8,01 6,13 3,77 Putere calorifica Kcal/Kg 1.771 1.812 1.781 1.755 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 2,94 2,91 3,06 3,26 Cost unitar de productie % ..... +4,4% -23,6% -22,8%Cariera PINOASA (capacitate de productie de 3.500.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 1.132 1.050 1.500 1.859 Descoperta mii mc 9.079 8.925 10.108 9.088 Raport descoperta/carbune mc/tone 8,02 8,5 6,74 4,89 Putere calorifica Kcal/Kg 1.734 1.839 1.837 1.795 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 5,13 5,28 4,56 5,02 Cost unitar de productie % ..... +5,4% -30,6% -14,6%Cariera ROSIUTA (capacitate de productie de 3.000.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 2.751 2.945 3.348 3.093 Descoperta mii mc 19.077 14.497 16.498 11.869 Raport descoperta/carbune mc/tone 6,93 4,92 4,93 3,84 Putere calorifica Kcal/Kg 1.810 1.805 1.949 1.921 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,06 3,44 3,46 3,44 Cost unitar de productie % ..... -1,4% -18,3% -8,8%Cariera LUPOAIA (capacitate de productie de 2.300.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 2.360 2.270 2.340 2.250 Descoperta mii mc 11.286 9.966 9.800 9.028 Raport descoperta/carbune mc/tone 4,78 4,39 4,19 4,01 Putere calorifica Kcal/Kg 1.866 1.836 1.964 1.902 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,07 3,12 3,40 3,45 Cost unitar de productie % ..... +4,9% -6,6% -5,1%Cariera HUSNICIOARA (capacitate de productie de 1.800.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 1.219 1.216 1.098 437

32

SPECIFICATIE U.M. 2013 2014 2015 2016 Descoperta mii mc 5.660 7.000 6.985 3.920 Raport descoperta/carbune mc/tone 4,64 5,76 6,36 8,97 Putere calorifica Kcal/Kg 1.712 1.709 1.732 1.700 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,45 3,58 3,58 3,50 Cost unitar de productie % ..... +4,5% -4,7% +14,5%Cariera JILT SUD (capacitate de productie de 4.000.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 2.392 2.515 2.301 1.354 Descoperta mii mc 19.144 15.785 14.952 10.680 Raport descoperta/carbune mc/tone 8 6,28 6,50 7,89 Putere calorifica Kcal/Kg 1.678 1.689 1.659 1.657 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,8 4,37 4,69 5,38 Cost unitar de productie % ..... +0,9% -0,6% +42,4%Cariera JILT NORD (capacitate de productie de 3.200.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 1.990 1.696 2.185 2.222 Descoperta mii mc 9.727 11.116 10.827 12.127 Raport descoperta/carbune mc/tone 4,89 6,55 4,96 5,46 Putere calorifica Kcal/Kg 1.752 1.774 1.745 1.680 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 4,64 4,24 4,66 5,38 Cost unitar de productie % ..... +7,4% -25,6% -2,4%Cariera BERBESTI (capacitate de productie de 3.050.000 tone/an) Productia de carbune mii tone 2.031 1.532 213 Descoperta mii mc 14.021 12.465 2.517 Raport descoperta/carbune mc/tone 6,9 8,14 11,82 Putere calorifica Kcal/Kg 1.853 1.850 transfer catre CET

Govora - martie 2015 Consum specific de energie KWh/(mc+t) 3,62 3,68

Cost unitar de productie % ..... +7,9% +48,8%

Raportat la modul de funcţionare al grupurilor energetice, activitatea de producţie din minerit se va dimensiona pe acele perimetre miniere, luând în considerare următorii factori:

1. Dispunerea carierelor faţă de termocentralele beneficiare în vederea scaderii costurilor de transport. 2. Eficienţa procesului de producţie având în vedere raportul de descopertă.3. Costul de producţie.

iii. Investiţii

Factorii care au influenţat în sens negativ mediul de afaceri în domeniul energiei au afectat atât performanţa operaţională a CE Oltenia cât şi activitatea investiţională. Astfel, o parte din proiectele de investiţii programate a fi realizate în perioada 2012-2016 au fost amânate sau s-a renunţat la ele, realizându-se o prioritizare în funcţie de urgenţa şi impactul asupra respectării condiţiilor de mediu, dar şi a efectelor pozitive pe termen scurt asupra rezultatului financiar.

Din acest motiv gradul de realizare al programului de investiţii a fost de 68,6% în 2013, 51,8% în 2014,62% în 2015 şi de 62% în 2016.

Sintetic, situaţia investiţiilor realizate şi a celor recepţionate se prezintă astfel:

Nr. crt. Specificatie U.M. 2013 2014 2015 20160 1 2 3 4 5 61 Total investiţii realizate, din care: mii lei 812.175 777.218 544.249 419.245

1.1 Lucrări de investiţii, din care: mii lei 705.978 649.803 397.086 236.367

33

Nr. crt. Specificatie U.M. 2013 2014 2015 20160 1 2 3 4 5 6 - investiţii în zona de energie mii lei 618.188 547.582 230.173 110.681 - investiţii în zona de minerit mii lei 87.790 102.221 166.913 125.686

1.2 Rambursări rate credit mii lei 106.197 127.415 147.163 182.8782 Puneri în funcţiune, din care: mii lei 230.160 1.080.467 695.888 789.387

- PIF în zona de energie mii lei 128.630 1.045.067 642.394 662.683 - PIF în zona de minerit mii lei 101.530 35.400 53.494 126.704

Pe categorii de investiţii, situaţia este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Specificatie U.M. 2013 2014 2015 20160 1 2 3 4 5 61 Investiţii de mediu mii lei 471.465 284.445 136.758 46.8582 Investiţii de modernizare mii lei 151.357 202.755 44.314 42.1573 Investiţii privind siguranţa în funcţionare mii lei 0 59.407 101.966 72.8214 Alte investiţii mii lei 83.156 103.195 114.048 74.5315 Rambursări rate credit mii lei 106.197 127.415 147.163 182.8786 Total mii lei 812.175 777.218 544.249 419.245

Principalele investiţii puse în funcţiune în perioada 2012-2016 sunt prezentate în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Denumirea investiţiei U.M. Valoare

1 Reabilitarea si modernizarea blocului energetic nr.4 -SE Rovinari mii lei 311.6052 Instalatie de desulfurare a gazelor de ardere bl.4 - SE Rovinari mii lei 202.470

3Solutii pentru evacuarea, transportul şi depozitarea deseurilor rezultate în urma procesului de ardere a cărbunelui în cazanele grupurilor energetice - Instalatie de slam dens aferenta bl.3,4 si 5 - SE Turceni

mii lei 339.885

4 Instalatie de desulfurare a gazelor de ardere bl.7 - SE Isalnita mii lei 152.2275 Instalatie de desulfurare a gazelor de ardere bl.8 - SE Isalnita mii lei 241.1696 Modernizare excavator ERC 1400X30/7-10 Pinoasa mii lei 25.3357 Instalaţie comună de desulfurare gaze de ardere la blocurile 1 şi 2 - SE Craiova mii lei 239.833

8 Montare instalaţii de desulfurare gaze arse la blocurile energetice nr. 3,4,5 şi 6 – Absorber – SE Rovinari mii lei 133.682

9 Total mii lei 1.646.207

iv. Resurse Umane – Structurăși organizare

La 31.12.2016, structura organizatorică a CE Oltenia cuprindea 5 sucursale energetice, o unitate de exploatare căi ferate uzinale şi o sucursala minieră care are în componenţă 10 unităţi miniere de cariere şi o unitate de servicii şi mentenanţă.

La nivelul companieiexistă un excedent de personal comparativ cu baza de producţie utilă atât în activitatea energetică, cât şi în activitatea de minerit. Acest excedent de personal presupune un efort financiar important cu privire la asigurarea cheltuielilor cu salariile şi a celorlalte cheltuieli cu munca vie.

În vederea diminuării acestui excedent, în 2013 şi 2014 Directoratul a hotărât acordarea unor stimulente, în anumite condiţii, persoanelor care încetau raporturilor contractuale cu compania, iar în 2015 şi 2016 în baza unor planuri de disponibilizare au încetat raporturile contractuale cu 2.665 de salariaţi.

Evoluţia numărului de personal în perioada 2012-2016 este prezentată în tabelul de mai jos:

34

Specificatie la 01.06.2012 la 31.12.2012 la 31.12.2013 la 31.12.2014 la 31.12.2015 la 31.12.2016Total personal existent, din care:

18.827 18.761 18.815 18.513 15.268 14.332

SE Rovinari 1.811 1.808 1.754 1.718 1.535 1.454SE Turceni 1.899 1.909 1.918 1.749 1.572 1.489SE Craiova 1.889 1.822 837 763 674 639SE Isalnita 0 0 944 837 750 701SE Chiscani 0 0 279 284 72 66DM Tg-Jiu 13.032 13.011 12.843 11.866 9.390 8.832ELCFU Motru 0 0 0 678 586 540Executiv CEO 196 211 240 618 689 611

Structura ieşirilor de personal în perioada 2013-2016:

Nr. crt. Ieşiri de personal pe cauze 2013 2014 2015 2016

1 Încetare CIM ca urmare a acordului părţilor 49 105 49 1182 Pensie (limită de vârstă, limită de vârstă cu reducerea vârstei

standard de pensionare, anticipată, anticipată parţial, invaliditate)

103 247 209 20

3 Desfacere disciplinară a CIM-ului 9 21 8 54 Decese 64 50 45 515 Transfer de afacere UMC Berbesti catre CET Govora 0 0 1.088 16 Disponibilizare 0 3 1.921 7447 Încetare detaşare 0 5 48 258 Alte cauze 19 20 27 409 TOTAL 244 451 3.395 1.004v. Rezultate financiare

i. Principalii indicatori economico-financiari

Sinteza principalilor indicatori economico-financiari realizaţi în perioada 2012-2015şi structura cifrei de afaceri sunt prezentate în tabelele următoare:


(iun-dec) 2013 2014 2015 2016

0 1 2 3 4 5 6 71 Energie electrică produsă TWh 10,07 11,78 13,3 14,95 13,542 Energie electrică livrată din productia proprie TWh 9,15 10,73 12,14 13,67 12,293 Energie electrică vandută, din care: TWh 9,38 10,68 11,63 13,31 11,93

3.1 - energie electrică vândută din productia proprie

TWh 8,61 9,89 11,34 12,89 11,61

3.2 - energie electrica cumparata si revanduta TWh 0,77 0,79 0,29 0,42 0,324 Cost unitar de productie MWh % ..... +6,7% -5,0% -8,0% +2,0%5 Pret mediu de vanzare MWh - fara TG % ..... -7,9% -12,0% -0,1% -0,7%6 Productia de carbune mii tone 17.174 22.596 21.501 22.405 19.5597 Cost unitar de productie tona carbune % ..... -4,3% -5,6% -18,9% -0,5%8 Pret mediu de vanzare tona carbune % ..... +2,2% -3,0% -2,5% -1,6%9 Cifra de afaceri mii lei 2.236.655 2.648.585 2.565.625 2.699.751 2.272.930

10 EBITDA mii lei 502.058 533.541 302.340 322.974 619.50011 Rezultat brut (11.1 + 11.2) mii lei 176.112 72.980 -693.636 -960.856 -126.036

11.1 Rezultat din exploatare mii lei 140.597 182.765 -294.402 -790.522 3.275 11.2 Rezultat din activitatea financiara mii lei 131.659 101.017 -54.895 -170.334 -129.311

12 CAPEX mii lei 483.329 812.175 777.218 544.249 419.24513 Nr. personal existent la finele anului nr. pers 18.761 18.815 18.513 15.238 14.33214 Nr. mediu de personal nr. pers 18.770 18.620 18.438 16.349 14.908

35


(iun-dec) 2013 2014 2015 2016

0 1 2 3 4 5 6 715 Productivitatea muncii MWh/pers 488 576 658 836 824

16 Productivitatea muncii mii lei/ pers 178 230 223 263 236

Structura cifrei de afaceri

Specificatie U.M. 2012(iun-dec) 2013 2014 2015 2016

CIFRA DE AFACERI TOTAL, din care: mii lei 2.236.655 2.648.585 2.565.625 2.699.751 2.272.930 - Venituri din energie electrica mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Venituri din servicii de sistem mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Venituri din cogenerare mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Venituri din energie termica mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Venituri din vanzarea carbunelui mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Alte venituri mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Venituri din vanzarea marfurilor mii lei ........ ........ ........ ........ ........ - Venituri din subvenţii şi transferuri de exploatare aferente cifrei de afaceri nete

mii lei ........ ........ ........ ........ ........

În ultimii 4 ani cifra de afaceri a avut o evolutie variabilă, atingând un nivel maxim, de aproximativ 2,7 miliarde lei, în 2015 şi un nivel minm de 2,27 miliarde în 2016, principalele 3 elemente componente înregistrează evoluţii diferite, după cum urmează:

- veniturile din vânzarea energiei electrice au avut o evoluţie relativ constantă, cu excepţia anului 2015, şi se datorează vânzării unei cantităţi de energie mai mare, de la an la an. Nivelul veniturile nu a înregistrat o creştere în ritmul creşterii cantităţii de energie vândută datorită scăderii abrupte a preţurilor de vânzare pe principalele pieţe, PCCB şi PZU;

- veniturile din vânzarea cărbunelui au înregistrat o scădere de 91% în perioada 2013-2016, urmare a reducerii cantităţii de cărbune vândută către beneficiari;

- veniturile din servicii de sistem au înregistrat o scădere semnificativă în 2016 faţă de ceilalţi ani ca urmare a realizării unei cantităţi de servicii de sistem mai mică, urmare a încetării aplicabilităţii HG 138/2013, potrivit căreia CE Oltenia furniza servicii tehnologice de sistem către operatorul de transport şi sistem, cel puţin 600 MW, în perioada 1 mai 2013 - 30 iunie 2015, în condiţiile reglementărilor emise de ANRE. Începând cu 1 iulie 2015, serviciile tehnologice de sistem se achiziţionează în sistem concurenţial.

- performanţa financiară a fost afectată de neîncasarea creanţelor istorice, precum şi a veniturilor realizate din vănzarea de carbune şi agent termic.

ii. Situația creanțelor

Una din problemele financiare importante cu care s-a confruntat societatea în ultimii trei ani a reprezentat-o neîncasarea contravalorii cărbunelui vândut şi a energiei termice.

Evoluţia creanţelor restante în perioada 01.06.2012 - 31.12.2016 se prezintă astfel:

Nr. crt. SPECIFICATIE mii lei

Creante restantela

01.06.2012la

31.12.1012 2013 2014 2015 2016

0 1 2 3 4 5 6 71 Creante din vanzarea energiei

electrice117.120 94.813 1.904 6.525 1.270 4.611

2 Creante din vanzarea energiei termice

184.894 178.558 228.367 266.406 298.800 276.683

3 Creante din vanzarea carbunelui

118.028 251.281 563.464 729.220 526.381 515.681

4 Alte creante 7.191 11.312 9.721 2.872 2.019 3.462 Total 427.233 535.965 803.455 1.005.02 828.470 800.43

36

Nr. crt. SPECIFICATIE mii lei

Creante restantela

01.06.2012la

31.12.1012 2013 2014 2015 2016

0 1 2 3 4 5 6 73 7

Principalii debitori sunt prezentaţi în tabelul de mai jos:

Nr. crt. DEBITORImii lei la

01.06.2012 2012 2013 2014 2015 2016

0 1 2 3 4 5 6 71 RAAN DR. TR. SEVERIN 22.076 58.455 216.194 369.319 367.962 371.57

52 TERMO CRAIOVA SRL 184.894 178.558 228.367 266.406 298.798 276.68

33 SE ORADEA 19.006 29.618 76.111 76.111 76.111 65.0894 COLTERM TIMISOARA 2.940 15.559 44.799 38.751 30.211 33.7315 UATAA SA MOTRU 832 2.008 7.244 12.042 16.169 16.2236 CET GOVORA 10.796 76.799 135.796 219.098 13.159 12.8357 BVA COAL SRL 0 0 0 0 9.974 9.9748 CET ARAD 14.525 29.786 44.717 10.394 7.332 2.2839 BEST RECUPERARE

CREANTE43.477 36.291 35.093 0

10 HIDROELECTRICA SA 57.877 49.658 011 TERMOELECTRICA SA 12.004 19.717 012 TRANSELECTRICA SA 3.426 11.568 013 CET BRASOV SA 4.375 4.375 4.375 4.375 3.985 3.98514 GEVCO SRL 4.452 4.452 4.427 015 TRANSENERGO COM 16.974 3.195 464 2.183 3.57016 OET 4.310 0 2.180 0 017 ELECTRICA FURNIZARE 10.308 1.812 018 ARCELOR MITTAL GALAŢI 4.563 019 ELECTROPUTERE CRAIOVA 1.207 020 UEF MOTRU 2.085 1.99721 Altii 13.500 9.803 5.869 4.163 2.685 2.492

TOTAL 427.233 535.965 803.455 1.005.023 828.470 800.437

iii. Situația creditelor contractate

La data de 31.12.2016, CE Oltenia avea contractate un număr de 14 credite, din care 4 linii de credit pentru finanţarea activităţii operaţionale şi 10 credite pentru finanţarea proiectelor de investiţii.

Soldul creditelor la data de 31.12.2016, se prezintă astfel:

Nr. crt.Moneda in care este contractat

creditul

Nr. credite

Valoare creditelor in moneda contractata

Sold la 31.12.2016 in moneda contractata

Sold la 31.12.2016 in echivalent

(mil JPY/Euro/RON) (mil JPY/Euro/RON) milioane lei1 Lei 9 1.009,20 816,59 816,592 Euro 4 155,50 83,35 378,523 JPY 1 28.746,00 26.609,06 980,12 Total 2.175,23

37

În perioada 01.06.2012 – 31.12.2016 au fost rambursate rate, platite comisioane şi dobanzi conform tabelului de mai jos:

SPECIFICATIE 2012 (iunie-dec.) 2013 2014 2015 2016

Plati in milioane Euro 10,90 16,39 17,77 26,12 25,19Plati in milioane JPY 0,00 0,00 67,81 1.141,42 1.145,86Plati in milioane Lei 71,23 112,54 136,65 83,37 225,85Total echivalent in milioane Lei, din care: 119,36 184,63 217,68 237,97 382,10 rambursari din surse proprii 119,36 183,35 146,79 231,78 373,55 rambursari din fonduri nerambursabile OIE 1,28 70,89 6,19 8,55

Situaţia estimativă a plăţilor în perioada 2016 - 2020:

iv. Fluxul de numerar

Evolutia fluxului de numerar in perioada 2012 – 2016 se prezintă astfel:

Specificatie UM 2012 (iun-dec)

2013 2014 2015 2016

Numerar si echivalente de numerar la inceputul exercitiului financiar

mii lei ......... ......... ......... ......... .........

Numerar net din activitati de explotare mii lei ......... ......... ......... ......... .........Numerar net din activitati de investitie mii lei ......... ......... ......... ......... .........Numerar net din activitati de finantare mii lei ......... ......... ......... ......... .........Cresterea/descresterea neta a numerarului si echivalentelor de numerar

mii lei ......... ......... ......... ......... .........

Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul exercitiului financiar

mii lei ......... ......... ......... ......... .........

În perioada 2012-2016, fluxul de numerar s-a depreciat din următoarele cauze:- diminuarea nivelului încasărilor din producţia vândută ca urmare a reducerii preţurilor de vânzare pe

principalele pieţe de energie (PCCB şi PZU);- creşterea nivelului creanţelor comerciale restante;- creşterea gradului de neîncasare a creanţelor comerciale restante;- creşterea sumelor de rambursat instituţiilor finanţatoare (rate, dobânzi etc);- creşterea preţurilor certificatelor de CO2.

38

v. Gradul de îndatorare

Specificatie 2012 2013 2014 2015 2016 Dif (%)0 1 2 3 4 5 6=5-1Capital imprumutat .......... .......... .......... .......... .......... ..........Capital propriu .......... .......... .......... .......... .......... ..........Grad de indatorare .......... .......... .......... .......... .......... ..........

După cum se observă din tabelul de mai sus, cele două elemente pe baza cărora se determină gradul de îndatorare (capitalul propriu şi capitalul împrumutat) s-au diminuat în acelaşi ritm în perioada 2012-2016.

C. Masuri de reorganizare, restructurare și eficientizare implementate în 2015 și 2016.

În 2015, Directoratul a elaborat un Plan de restructurare, reorganizare şi eficientizare a activităţii şi un Plan de disponibilizare de personal.

Potrivit celor două documente, pe baza unei analize diagnostic a activităţii companiei de la înfiinţare până la finele anului 2014, au fost stabilite o serie de măsuri de natură legislativă, tehnică şi tehnologică, organizatorică şi economică pentru eficientizarea activităţii şi creşterea competitivităţii pe piaţa de energie.

Principalele măsuri implementate în anul 2015 au fost următoarele:

1. Transferul de afacere UMC Berbesti către CET Govorao reducerea numărului de personal de 1.088 de persoaneo diminuarea creanţelor restante.o reducerea pierderilor datorită faptului că această carieră avea un cost de producţie mai mare

decât preţul de vânzare al lignitului.2. Disponibilizarea în cursul anului 2015 a 1.921de salariaţi.

3. Reducerea consumului specific brut de la 341,47 gcc/KWh realizat în 2014 la 340,03 gcc/KWh în 2015;4. Reducerea consumului de hidrocarburi de la 1,25% realizat în 2014 la 0,85% în 2015;5. Reducerea consumului propriu electric de la 9,35% realizat în 2014 la 9,09% în 2015;6. Internalizarea parţială a serviciilor de pază.7. Trecerea în conservare a unor mijloace fixe pentru o perioada mai mare de 30 de zile

o reducerea cheltuielilor cu amortizarea în anul 2015 cu 30,22 milioane lei

În urma implementării acestor măsuri costul de producţie al unui MWh s-a redus cu (8,2%), iar costul de producţie al tonei de cărbune s-a redus cu (19,4%).

În 2016, principalele măsuri implementate au fost următoarele:

Disponibilizarea unui număr de 802salariati din cei 2000 salariaţi prevazuti a fi disponibilizati (disponibilizarea efectiva s-a facut pentru 744 de salariati, diferenţa de 58 de salariaţi, având contractul individual de muncă suspendat ca urmare a intrării în incapacitate temporară de muncă urmând să înceteze raporturile de muncă în perioada următoare, după expirarea perioadei de preaviz de 20 de zile lucrătoare).

- Trecerea în conservare a unor mijloace fixe pentru o perioada mai mare de 30 de zile a condus la diminuarea cheltuielilor cu amortizarea cu aproximativ 41 milioane lei;

- Reducerea consumului de hidrocarburi de la 0,85% în 2015 la 0,62% în 2016;

D. Concluzii ale analizei diagnostic.

Asupra CE Oltenia se manifestă o serie de riscuri şi incertitudini determinate atât de mediul intern cât şi de cel extern la care compania trebuie să reacţioneze imediat pentru diminuarea efectelor acestora. Acestea se vor manifesta şi în continuare, iar consecinţele sunt prezentate în tabelul de mai jos:

39

Riscuri şi incertitudini Consecinţe

Riscul de volum Acest risc se manifestă atât în zona de energie, cât şi în zona de minerit. Scăderea consumului de energie la nivel naţional coroborat cu creşterea puterii instalate în capacitati de productie a energiei regenerabile conduce la diminuarea cotei de piaţă pe care o deţinem, prin reducerea cantităţii de energie vândută. Diminuându-se cantitatea de energie vândută, implicit s-au redus şi veniturile realizate, dar şi cantitatea de cărbune produsă. În aceste condiţii, este evident că societatea nu are decât opţiunea eficientizării, restructurării si reorganizării prin dimensionarea activităţii pe capacităţile viabile, în condiţiile în care există o supracapacitate atât în zona de energie cât şi în zona de minerit ceea ce generează un dezechilibrul mare între capacitatea de producţie, volumul vânzărilor şi veniturile realizate.

Riscul de preţ Capacitatile de productie din zona energiei regenerabile, interconectarea cu piaţa din Ungaria, Chehia si Slovacia,au avut un efect importantîn scaderea preţurilor de vânzare în piaţa de energie, cu consecinţe în realizarea unor venituri mai mici pentru CE Oltenia. Pe piaţa cărbunelui din România, preţul lignitului s-a menţinut în media realizată în ultimii ani, dar cantitatea vândută a scăzut. Acest risc, coroborat cu riscul de volum poate conduce la înregistrarea de pierderi deoarece viteza de adaptare a cheltuielilor operaţionale la reducerile de preţ sau de volum este lentă la niel de companie. Dacă la nivel de sucursale energetice adaptarea poate fi facută relativ uşor, în domeniul mineritului acest lucru este dificil de facut deoarece pentru a asigura o producţie de lignit fluctuantă cheltuielile practic rămân constante datorită descopertei şi a extinderii perimetrelor în funcţie de necesităţi.

Riscul creşterii preţurilor certificatelor de CO2

Având în vedere numărul mare de certificate de CO2 pe care trebuie să-l achiziţionăm (aproximativ 1 certificat/MWh produs), precum şi tendinţa de creştere a preţului unui certificat, acest fapt generează cheltuieli suplimentare pentru CE Oltenia şi implicit efecte negative asupra rezultatului operaţional.

Riscul de curs valutar Deprecierea monedei naţionale în raport cu valutele în care am contractat credite pentru finanţarea investiţiilor conduce la înregistrarea unui rezultat negativ din activitatea financiară.

Riscul de intrare în faliment a principalilor debitori

Acest risc poate să se manifeste din cauza realizării unor venituri mai mici (urmare a reducerii preţurilor pe pieţele de electricitate) coroborat cu neîncasarea valorii producţiei vândute, în special pentru cărbune şi energie termică.

Principalii debitori sunt RAAN Dr. Tr Severin şi Termo Craiova, debitori care sunt captivi Cariera Husnicioara şi respectiv SE Craiova.

Strategie neţională energetică neactualizată

Deoarece strategia energetică actuală a României este depaşită de dinamica evoluţiei pieţei de energie şi a structurii producătorilor, si luând în considerare propunerea de strategie energetică aflată în dezbatere aceasta trebuie actualizată pe nişte ipoteze realiste care să concretizeze care va fi aportul cărbunelui în asigurarea siguranţei energetice naţionale. În funcţie de procentul care se alocă carbunelui, pentru a fi posibilă şi realizarea acestuia, este evident că trebuie modificat şi cadrul legislativ corespunzător.

Reorganizarea sistemului energetic naţional.

Este evident faptul că structura producatorilor de energie în România este una atipică faţă de celelalte state europene şi este necesar crearea unui mix de surse pentru producerea energiei electrice, în aşa fel încât producătorii existenţi să fie competitivi pe o piaţă integrată la nivelul Uniunii Europene şi care în acelaşi timp să asigure independenţa energetică naţională.

CONCLUZII ALE RISCURILOR EVALUATE.

Având în vedere riscurile evaluate mai sus, precum şi tabelul care arată disponibilitatea şi încărcarea blocurilor energetice (pag 26), acţionarul majoritar, Ministerul Energiei, ar trebui să acţioneze în următoarele direcţie:

a) Pentru ca CE Oltenia să realizeze performanţă financiară reducând impactul riscurilor evaluate, atunci trebuie şă se înțeleagă că vor fi închise capacitățile de producție neviabile financiar în detrimentul

40

scăderii disponibilității grupurilor energetice ale companiei în SEN şi, prin urmare, punerea în pericol a SEN, după cum a fost demonstrat în lunile decembrie 2016 şi ianuarie 2017. Nu ne putem permite fără un suport financiar pe parcursul întregului am sa tinem in functiune si sa alocam operatiuni de mentenanta pentru grupuri energetice a caror functionare este alocata aleatoriu si fara predictibilitate mai ale in perioda aprilie-octombrie.

b) Pentru menţinerea siguranţei energetice a SEN printr-o disponibiltate garantată de catre CE Oltenia, atunci este nevoie de a asigura venituri suplimentare (servicii tehnologice de sistem, respectiv rezervă terţiară lentă - RTL şi înfiinţarea pieţei de rezervare de capacitate) în aşa fel încât costurile CE Oltenia în perioada aprilie – septembrie să fie acoperite.

E. Analiza SWOTAMENINTARI OPORTUNITATIScăderea/ creștere limitata a consumului de energie electrica Scăderea consumului de energie la nivel national

si cresterea taxelor din sector. Creşterea competiţiei pe piaţa de energie

electrica si puternica subventionare a regenerabilelor.

Subventioanarea altor producatori de energie pe carbune in conditiile in care CE Oltenia ar putea produce mult mai ieftin, comparativ cu aceştia (vezi CE Hunedoara, RAAN, ELCEN, Galaţi şi chiar Iernut in condiţiile in care Romgaz în loc sa vândă gazul la preţul pieţei il arde în pierdere producând la un preţ mult mai mare decât al CE Oltenia).

Constrângerile din legislaţia de mediu europeana şi naţionala asupra operării centralelor pe cărbune; incarcarea costurilor cu cheltuieli de mediu şi CO2.

Intrarea pe pieţele regionale de electricitate (creşterea cotei de piaţa la export cu conditia existentei ATC);

Diversificarea mixului de producţie (hidro şi regenerabile (accent pe fotovoltaice ), gaze – păcura.

Proiecte de gazeificare cărbune şi noi produse în pieţe noi.

Parteneriate cu investitori străini. Piaţa serviciilor de sistem tehnologice pentru

echilibrarea sistemului energetic. Increderea clienilor pe piata de energie, deoarce

productia de energie a companiei nu este dependenta de factorii atmosferici.

o

PUNCTE TARI PUNCTE SLABE Existenţa de personal calificat şi cu experienţă în

activitatea minieră şi energetică; Producător integrat de energie electrică.

Necesarul de combustibil (lignit) este acoperit în proporţie de 100% din producţie proprie;

Zăcăminte de lignit aflate în exploatare, având cantonate rezerve pentru inca 40 ani.

Locaţie strategică în mijlocul rezervelor de lignit a termocentralelor proprii;

Contribuţie esenţială la securitatea energetică naţionala în situaţii de criză a altor resurse;

Producţie de energie electrică şi lignit sigură şi curată, fără dependenţe de factorii atmosferici;

Activitatea de producţie este în conformitate cu standardele de calitate, mediu şi sănătate ocupaţională;

Grupuri energetice retehnologizate şi modernizate.

Acces necondiţionat la reţelele de transport a energie electrică;

Complexul Energetic Oltenia S.A. deţine licenţă pentru toate perimetrele de exploatare conform Legii minelor nr.85/2003;

Existenţa unui plan de contingenţă pentru riscurile cu probabilitate mare.

Existenta unei culturi organizaţionale care

Lipsa unui rating de companie. Excedent important de personal în raport cu cota

de piaţa Productivitate redusa. Tehnologie cu randament scăzut al capacităţilor

de producţie existente; Exploatare cu impact mare asupra mediului; Posibilitate redusă de a pătrunde pe pieţele

externe de energie; Cheltuieli mari cu ecologizarea; Sursele proprii de finanţare sunt completate cu

surse atrase pentru anumite intervale de timp în vederea efectuării investiţiilor majore;

Deşi costurile de producţie sunt scăzute raportate la producătorii din sistemul termoenergetic, sunt relativ mari raportate la producătorii regenerabile, hidro sau nuclear, dar comparabile cu producătorii de energie pe bază de cărbune la nivel european;

Organizaţii sindicale bine organizate care exagerează în acordarea de facilităţi;

Utilizarea de combustibil de bază cu emisie specifică de CO2 mare (cărbune) implică anumite costuri suplimentare pentru achiziţia de certificate de CO2, acestea reflectându-se direct în preţul de producţie;

41

induce un climat de lucru pozitiv în organizaţie. Dezvoltare durabilă a companiei.

Dificultăţi şi întârzieri în realizarea programului de producţie pe zona de minerit datorită exproprierilor si achiziţia de imobile.

Datorită unor locaţii mai depărtate faţă de exploatările de lignit, costurile de producţie la unele sucursale sunt mai mari decât la altele;

Consumuri proprii specifice diferite de la o sucursală la alta;

IV. PREZENTAREAMĂSURILOR DE RESTRUCTURARE, REORGANIZARE SI EFICIENTIZAREA C.E. OLTENIA. EVALUAREA REZULTATELOR

4.1 Perspectivele de redresare.

Pentru ca activitatea companiei sa fie rentabila, societatea trebuie sa aiba o viziune de perspectiva, adica sa conceapa intreaga activitate economica in termenii profitabilitatii si competitivităţii.

Pentru asigurarea eficientei economice în masură sa asigure realizarea planului, avand in vedere faptul ca evolutia cifrei de afaceri este limitata, se impune:

a) Dimensionare realistă a capacităţilor de producţie si realizarea de masuri de reducere a costurilor in masura sa contribuie la cresterea profitabilitatii si implicit a resurselor financiare disponibile pentru realizarea măsurilor de eficientizare şi conformare la condiţiile de mediu.

b) Implementarea unei noi structuri organizatorice;c) Implementarea unui sistem de management financiar de tip SAP;

Aplicarea masurilor de restructurare, reorganizare si eficientizare care vor fi propuse în continuare, vorconduce la:

a) reducerea costului de producţie;b) reducerea costului de administrare;c) folosirea optimă a capacităţilor de producţie ale societăţii;d) modernizarea şi eficientizarea capacităţilor de producţie rămase;e) asigurarea unei creşteri a fluxului de lichidităţi;f) menţinerea sub control a pragului de rentabilitate;g) valorificarea unor elemente componente a activului patrimonial fără să fie afectată capacitatea de

producţie si rentabilitatea;h) creşterea productivităţii în unităţi fizice si valorice.

4.2 Obiectivele planului.

Obiectivele avute în vedere de către societate prin implementarea planului de restructurare, reorganizare şi eficientizare sunt următoarele:

Obiectiv general.

Cotă de piaţă minim 20%.

Obiective specifice.

1. Competitivitate

Scăderea costului de productie astfel:

Indicator U.M. 2016 2017 2018 2019 2020Cost unitar MWh lei +2,0% -6,4% -3,0% -1,9% -1,8%Cost unitar tona carbune lei -0,5% -4,8% -2,4% -5,2% -6,0%

2. Performanta economica

42

Indicator U.M. 2016 2017 2018 2019 2020Rezultat brut mii lei -126.037 2.000 42.916 85.957 113.423

3. Dezvoltare durabilă

Respectarea nivelului de emisii precum si termenele impuse de legislaţia incidentă.

4.3 Dimensionarea activităţii de producţie – Reducerea capacităţilor de producţie cu 16% în activitatea minieră.

Conducerea companiei,pe baza riscurilor menţionate, dar si a perspectivelor pieţei de energie consideră necesară redimensionarea capacităţilor de producţie. In acest sens, prin prezentul Plan se va reducerea capacitatea de producţie proiectată în activitatea minieră cu 16%.

De asemenea au fostidentificate masuri de eficientizare, reorganizarea si restructurare a activităţii coroborat cu aplicarea următoarelor măsuri manageriale, tehnico-operative şi economico-financiare, după cum urmează:

- Intorducerea unei noi organigrame, care sa conducă la eficientizarea procesului managerial, reduceri de cheltuieli salariale cu o scurtare a fluxului decizional;

- Introducerea unui sistem informatic cu modulele aferente activitatii financiar contabile, mentenanta, investitii etc.

- controlul foarte riguros al costurilor de exploatare ;- creşterea responsabilităţii prin conştientizarea situaţiei existente şi a soluţiilor de redresare a

companiei ;- implementarea unei discipline ferme în scopul îndeplinirii cu stricteţe a atribuţiilor ;- gestionarea eficienta a tuturor bunurilor materiale şi asigurarea integrităţii acestora ;- păstrarea şi intensificarea relaţiilor comerciale cu toţi clienţii săi;- urmărirea permanentă a evoluţiei economice şi a schimbărilor din mediul economic pentru a anticipa

schimbările din piaţa de energie şi a adapta activitatea societăţii acestor necesităţi ;- menţinerea sistemelor şi procedurilor de lucru în concordanţă cu cerinţele sistemelor internaţionale

de management al calităţii;

4.3.1 Ipoteze de lucru pentru elaborarea planului. Elemente de intrare.

I. Cantitatea de energie prognozată a fi vândută de către CE Oltenia.Pentru acest element au fost luate în calcul următoarele premise:

a) Anumiţi competitori pe piaţa de energie sunt în insolvenţă: CE Hunedoara, CET Galaţi şi RAAN Drobeta Severin, iar procedura falimentului este inevitabilă şi o parte din cota de piaţa a acestor producători va fi preluată de catre CE Oltenia.

b) La nivel naţional se observă o tendinţă evidentă de scădere a preţului energiei electrice fapt ce va afecta acei producători de energie care au un cost de producţie mult mai mare decât al CE Oltenia (Iernut, OMV Petrom, ELCEN), iar acei producători vor interveni in piaţă doar în perioada de vârf de sarcină sau în perioada în care este iarna si creste consumul la nivel national sau cresc preturile in piata de energie datorita secetei.

c) Cuplarea pieţelor cu Ungaria, Cehia şi Slovacia a pus o presiune suplimentară asupra producătorilor de energie din România în condiţiile în care, atunci când preţul energiei în România este mai mare decât cel din ţările menţionate, dar şi atunci cand preţul este egal sau mai mic, aceştia au posibilitatea să vândă pe Piaţa Zilei Următoare în ţara noastră existând capacitate de transport alocată, iar când situaţia se modifică şi, producătorii din România ar avea această posibilitate, nu exista capacitate de alocare.

43

d) Având în vedere subvenţiile alocate producătorilor bazaţi pe energii regenerabile existenţi şi a avizelor deja emise, există posbilitatea ca noi capacităţi de producere a energiei să intre pe piaţa din România.

Luând în considerare conjunctura actuală şi viitoare a pieței, cantitatea de energie anuală posibil de produs de către CE Oltenia o considerăm constantă, respectiv 14,15 TWh pentru perioada 2017 - 2020.

Realizarea aceastei cantităţi de energiepresupune funcţionarea la o putere medie anuala de 1.615 MW, respectiv, funcţionarea în medie, cu 7 grupuri, la un grad de încărcare de 70%.Această cantitate de energie se va produce folosind grupurile în funcţie de costul de producţie si preţurile de vânzare pe piaţa de energie astfel:

a) In perioada octombrie – martie cu toate grupurile disponibile;b) In perioada apilie – septembrie cu grupurile ce au costurile cele mai scazute clasificate pe baza de

merit order.Nota: Revenim si asteptam sprijinul actionarilor pentru asigurarea unui sistem care sa asigure plati efective (rezerva tertiara lente) in contrapartida serviciilor de sistem asigurate de catre societate gratuit, activitati care necesita personal cu o mare specializare si cheltuieli mari de intretinere si exploatare.

II. Cantitatea de cărbune prognozată a fi produsă de CE Oltenia.Pentru această analiză au fost luate în calcul următoarele ipoteze:

a) Cantitatea de cărbune care va fi produsă de catre CE Oltenia va fi folosită pentru consumul intern în vederea producerii cantităţii de energie prognozată.

b) Numărul clienţilor tradiţionali de pe piaţa de lignit s-a diminuat, în acest sens menţionam: CET Arad, CET Oradea, CET Govora prin preluarea UMC Berbesti, intrare în faliment a RAAN Drobeta-Turnu Severin.

c) Există în prezent oportunitatea comercializării unei cantităţi de lignit către firme private, nefiind însă posibilă suplimentarea acestor cantităţi pe termen lung.

Având în vedere conjunctura actuală şi viitoare a pieței, cantitatea de lignit prognozată a fi produsă de către CE Oltenia este de 21 milioane tone în fiecare an din perioada 2017 -2020.

III. Prețul de vânzare. Din analiza preţurilor de vânzare tranzacţionate de catre CE Oltenia pe platforma OPCOM, se poate observa că există o tendinţa de scadere a preţurilor de vânzare după cum se poate observa din tabelul de mai jos:

Tip piata

2013 2014 2015 2016

Cantitate (MWh)

Pret (lei/MWh)

Cantitate (MWh)

Pret (lei/MWh)

Procent scadere

pret

Cantitate (MWh)

Pret (lei/MWh)

Procent scadere

pret

Cantitate (MWh)

Pret (lei/MWh)

Procent scadere

pret

Reglementata 3.507.608 ….. 0 ….. 0 0 PCCB + PCCB-NC + PCSU 2.814.410 ….. 6.200.060 ….. -12,00% 8.298.901 ….. -9,80% 7.327.441 ….. -0,79%

Piata cu Amanuntul 139.984 ….. 33.398 ….. -11,30% 22.966 ….. -45,20% 19.252 ….. -2,80%

PZU+PI 3.437.059 ….. 4.172.554 ….. -4,10% 3.766.567 ….. 9,50% 3.681.188 ….. -9,24%Piata de Echilibrare 783.008 ….. 1.233.055 ….. 5,60% 1.222.466 ….. 5,60% 901.032 ….. 9,84%

Total 10.682.070 ….. 11.639.06

7 ….. -7,40% 13.310.900 ….. -3,10% 11.928..913 ….. -2,84%

Nota: toate preturile includ componenta de integrare in retea Tg.

În aceste condiţii se va lua în considerare un preţ de vânzare în anul 2017încreştere cu 1,1% faţă de anul 2016, si un pret constant in perioada 2018-2020, preţuriposibil de obţinut de CE Oltenia pe toate tipurile de pieţe, în perioada 2017 - 2020.Facem mentiunea că la formarea preţului de vânzare prognozat nu a fost luat în considerare serviciul de rezerva terţiară lentă, care ar aduce venituri suplimentare de circa 73,5 mil lei.

IV. Prețul certificatelor de CO2. După summitul de la Paris din 2015 când decizia pentru o decarbonizare drastică a fost amânată,

coroborat cu decizia Curţii Constituţionale a SUA prin care a fost respins planul preşedintelui Barak Obama de

44

reducerea a emisiilor de carbon, preţul certificatelor de CO2 pe piaţa EEX a scăzut de la aproximativ 8 Euro/EUA la finele anului 2015 la aproximativ 5 Euro/EUA in prezent. La dimensionarea planului a fost luat în calcul un preţ al certificatelor după cum urmează.

Pret/An 2016 2017 2018 2019 2020euro/certificat 5,0 5,0 5,5 6,5 7,0

Pornind de la ipotezele prezentate mai sus si luând în considerare ordinea de merit a grupurilor energetice precum şi alte considerente prezentate,au fost elaborate măsuri de eficientizare, reorganizare si restructurare pentru perioada 2017-2020.

4.3.2 Măsuri de eficientizare, reorganizare si restructurare.

Ne propunem implementarea unor măsuri de eficientizare, restructurare şi reorganizare,care sunt împărţite pe ani, după cum urmează:

Anul 2016

Măsuri de eficientizare

a) Reducerea adaosului de hidrocarburi.Implementarea acestei masuri a condus la economii de 31,7 milioane lei.

b) Reducerea dezechilibrelor pozitive și negative la mai putin de 1% din energia electrica produsă. Aceasta măsura a condus la economii de 1,3 milioane lei în anul 2016.

c) Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina etc). Aceasta masura a condus la economii de12,6 milioane lei.

d) Reducerea cheltuielilor cu energia electrica și apa. Aceasta masura a condus la economii de 23,8 milioane lei.

e) Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimb. Aceasta masura a condus la economii de 7,9 milioane lei.

f) Reducerea cheltuielilor cu terţii. Aceasta masura a condus la economii de 84,1 milioane lei. g) Întreruperea temporară a activităţii Economia realizată se ridică la 13,24 milioane lei (cheltuieli cu salarii, contributii, alte drepturi de

personal).

h) Trecerea în conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc în procesul de producţie Aceasta masura a condus la economii deaproximativ 41 mil. lei

i) Disponibilizare de personal conform Plan de disponibilizare

Initial, AGA, in sedinta din data de 09.08.2016 a aprobat 2000 de disponibilizari. Numarul de salariati afectati de planul de disponibilizare a fost de 802.

De la data de 19.09.2016 până la 31.12.2016, au încetat raporturile de muncă pentru un număr de744 salariaţi, diferenţa de 58 de salariaţi, având contractul individual de muncă suspendat ca urmare a intrării în

45

incapacitate temporară de muncă urmând să înceteze raporturile de muncă în perioada următoare, după expirarea perioadei de preaviz de 20 de zile lucrătoare.

Salariaţii care au încetat raporturile de muncă ca urmare a planului de disponibilizare au beneficiat de compensaţii financiare conform prevederilor Contractului Colectiv de Muncă aplicabil.

Măsuri de reorganizare

a) S- a realizat reorganizarea activităţii miniere, prin desfiinţarea unităţilor miniere de cariere și înfiinţarea a două sucursale.Justificare:

- Redimensionarea structurii organizatorice a fost realizată astfel încat deciziile sa parcurga un flux informational cat mai scurt de la emitent la executant;

- Reducerea cheltuielilor administrative;- Reducerea numărului posturilor de conducere cu un procent de 21%;

Activitatea minieră din cadrul CE Oltenia este organizată pe trei nivele ierarhice, astfel:- Nivelul 1 – Divizia Minieră care are în componenţă 2 direcţii (producţie şi tehnică). - Nivelul 2 – Două Sucursale Miniere (Sucursala Motru Jilţ, respectiv Sucursala Roşia Rovinari) care

au în componenţă, fiecare Direcţia Producţie şi DirecţiaTehnică la aparatul funcţional, iar la structurile de producţie carierele din aceste bazine. Tot pe acest nivel se află Unitatea de Producţie şi Reparaţii Utilaje Miniere (UPRUM), UMC Husnicioara, UIC Motru, Sectorul de Conservare Seciuri care nu fac parte din structura celor 2 sucursale.

- Nivelul 3 – Nouă Cariere (Roşia, Tismana, Pinoasa, Rovinari, Peşteana, Jilţ Nord, Jilţ Sud, Lupoaia şi Roşiuţa), unde se desfăşoară procesul de producţie, care sunt organizate la fel ca şi structurile de pe nivelurile superioare pe cele 2 activităţi principale de producţie şi mentenanţă.

Anul 2017


a) Reducerea cheltuielilor cu consumul de combustibil tenologiccu 1,1% comparativ cu anul 2016. Economia estimata prin implementarea acestei măsuri se ridică la 12,6 milioane lei si se va realiza prin reducerea cheltuielilor cu cărbunele necesar producerii energiei electrice.

b) Reducerea dezechilibrelor pozitive și negative la 0,5% din energia electrica produsă. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 1,5 mil/an.

c) Trecerea în conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc în procesul de producţie În urma aplicării acestei măsuri se estimează o reducere a cheltuielilor cu amortizarea de 37,98 milioane lei .

d) Disponibilizare personal conform Plan de disponibilizare, începand cu data de 01.05.2017. Economia estimată se ridică la 13,66 milioane lei.

Reproiectare organigrama.

În cadrul Societăţii Complexul Energetic Oltenia S.A., la data de 31.12.2016, activitatea energetică era organizată în 5 sucursale energetice, iar activitatea minieră era organizată în 2 sucursale miniere care au în subordine câte 5 cariere, o Unitate de Servicii şi Mentenanţă şi un Departament de Conservare Perimetre Miniere.

Activităţile suport (economică, comercială, investiţii, resurse umane, juridică, prevenire, protecţie şi securitate în muncă s.a.) necesare desfăşurării activităţii de producţie sunt realizate atât în cadrul Executivului societăţii, cât şi în fiecare dintre sucursale şi unităţi miniere.

46

Datorită acestui mod de organizare activităţile suport nu se desfăşoară în mod unitar, încărcarea fiecărui salariat cu sarcini şi responsabilităţi este diferită de la o sucursală/subunitate la alta, iar deciziile de management şi administrative sunt implementate cu întârziere şi ineficient datorită numărului mare de niveluri ierarhice şi a structurilor organizatorice neunitare pentru acelaşi tip de activitate.

Pentru eficientizarea activităţii este necesară reproiectarea structurii organizatorice a societăţii, având în vedere îndeplinirea următoarelor obiective:

i. organizarea eficientă a activităţilor de producţie de energie şi cărbune în vederea reducerii costurilor operaţionale;

ii. optimizarea fluxului de alimentare cu cărbune a sucursalelor energetice;iii. coordonarea la nivel central al activităţilor suport, în vederea asigurării unui circuit informaţional şi

decizional eficient, cu legături funcţionale la nivelul structurilor operaţionale (sucursale, exploatări miniere/cariere, sectoare);

iv. eficientizarea funcţională a structurii organizatorice prin dimensionarea optimă a numărului de poziţii de conducere în vederea desfăşurării în cele mai bune condiţii a actului managerial;

v. implementarea rapidă şi eficientă a deciziilor de management şi administrative;vi. optimizarea cheltuielilor cu personalul şi a resurselor necesare desfăşurării activităţii societăţii.

Măsuri de restructurare

a) Demararea procedurilor pentru închiderea perimetrului minier aferent Sector Seciuri începând cu data de 1 Mai 2017 .

Cariera Seciuri si-a terminat rezervele de substanţă utilă din perimetrul de licenţă, iar acest lucru impune închiderea activităţii de exploatare si valorificarea echipamentelor si instalatiilor aferente acestei cariere.Incepând cu luna mai 2017 se va demara procesul de demontare si valorificare a excavatoarelor, abzeterelor, benzilor transportoare şi a altor active vandabile.

b) Demararea procedurilor pentru închiderea perimetrului minier aferent Sector Peșteana Sud din cadrul UMC Pesteanaîncepând cu data de 1 Mai 2017 .

Incepând cu luna mai 2017 se va demara procesul de demontare si valorificare a excavatoarelor, abzeterelor, benzilor transportoare şi a altor active vandabile.

c) Demarare procedurilor pentru închiderea Sectorului de subteran Tehomirîncepând cu data de 1 Mai 2017 .

Justificare:- Rezerva de carbune este epuizată;- Sectorul este în conservare şi sunt în derulare lucrările de dezafectare a echipamentelor miniere.

Incepând cu luna mai 2017 se va demara procesul de demontare si valorificare a echipamentelor din subteran precum şi a altor active.

d) Valorificarea termocentralei Chiscani, prin vânzare prin licitaţie publică cu strigare Justificare: Având în vedere că puterea insatalatăîn SEN este de peste 24.000 MW, consumul, la vârf, nu depăşeşte

10.000 MW, precum şi costurile de producţie foarte ridicate cu această centrală,cele două grupuri energetice nu au nicio şansă de funcţionare pentru viitorii ani în condiţii de eficienţă economică.

Astfel, se are în vedere valorificarea acestei centrale urmare a scrisorii de intenţie transmisă de firma olandeză BUVOCA BVprivind interesul în ceea ce priveşte achiziţia acesteia.

În prezent, la nivelul societăţii se lucrează la elaborarea documentaţiei necesare desfăşurării procedurii de achiziţie a serviciului de evaluare a activului SE Chiscani în vederea valorificării centralei respective prin licitaţie deschisă cu strigare, conform prevederilor legale în vigoare.

Prin vânzarea centralei SE Chiscani se are în vedere:- eliminarea unei activitati generatoare de pierderi; - obtinerea de venituri prin valorificare activelor din patrimoniu.

e) Demararea procedurii de preluare a ICSITPML Craiova.

47

Anul 2018


a) Reducerea cheltuielilor cu consumul de combustibil tehnologiccu 3,7% comparativ cu anul 2017. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri se ridică la40,75 milioane lei şi se va realiza prin reducerea cheltuielilor cu carbunele necesar producerii energiei electrice, a optimizării cheltuielilor cu transportul cărbunelui şi prin reducerea cheltuielilor cu adaosul de hidrocarburi. Din punct de vederea cantitativ, consumul specific brut de combustibil se estimează că se va reduce de la 346,65 gcc/KWh în 2017 la 341,83 gcc/KWh în 2018.

b) Reducerea cheltuielilor cu energia electrică consumată pentru producerea energiei electrice cu 1,3% faţă de anul 2017.Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 0,45 milioane lei.

c) Mentinerea dezechilibrelor pozitive și negative la 0,5% din energia electrica produsă. Implementarea acestei măsuri va avea ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 1,5 mil/an.

d) Reducerea cheltuielilor cu apa tehnologică cu 1% fata de anul 2017. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 0,2 milioane lei.

e) Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina, uleiuri etc )în activitatea de producere a energiei electricecu 1% faţă de anul 2017. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 0,14 milioane lei.

f) Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimbîn activitatea de producere a energiei electrice cu 1,4% faţă de anul 2017. Implementarea acestei măsuri va avea ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 1,09 milioane lei.

g) Reducerea cheltuielilor cu prestaţiile externe-terti (reparaţii, prestatii utilaje, transp. bunuri etc.) în activitatea de producere a energiei electrice cu 9,3% faţă de anul 2017. Economia estimată se ridică la 7,2 milioane lei

h) Trecerea în conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc în procesul de producţie În urma aplicării acestei măsuri se estimează o reducere a cheltuielilor cu amortizarea de 28,21 milioane lei.

i) Disponibilizare personal conform Plan de disponibilizare, începand cu data de 01.05.2018. Economia estimată se ridică la 10,1 milioane lei.


a) Încetarea activităţii și demararea procedurii de inchidere a perimetrului minier aferent Cariera HUSNICIOARA începând cu data de 31.12.2018

Justificare:- Lipsa unui beneficiar privind valorificarea lignitului, RAAN Dr. Tr. Severin, unicul beneficiar, a intrat în

faliment;- Autorităţile locale în parteneriat cu un investitor privat au demarat o investiţie privind construirea unei

termocentrale pe gaz, care va asigura agentul termic necesar populaţiei din Dr. Tr. Severin şi care va fi pusă în funcţiune până la începerea sezonului rece;

48

- Cantitatea de cărbune exploatată din cadrul perimetrului Husnicioara nu este necesară sucursalelor energetice, celelalte unităţi miniere asigurând necesarul de cărbune al acestora;

- Reducerea cheltuielilor de exploatare;- Îmbunătăţirea fluxului de numerar, resursele financiare rămase la dispoziţia societăţii putând fi

gestionate eficient.

Anul 2019


a) Reducerea cheltuielilor cu consumul specific brut de combustibilcu 5,3% comparativ cu anul 2018. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri se ridică la 56,16 milioane lei şi se va realiza prin reducerea cheltuielilor cu carbunele necesar producerii energiei electrice, a cheltuielilor cu transportul cărbunelui şi prin reducerea cheltuielilor cu adaosul de hidrocarburi. Din punct de vederea cantitativ, consumul specific brut de combustibil se estimează că se va reduce de la 341,83 gcc/KWh în 2018 la 339,98 gcc/KWh în 2019.

b) Reducerea cheltuielilor cu energia electrică consumată pentru producerea energiei electrice cu 1,8% faţă de anul 2018. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 0,58 milioane lei

c) Reducerea cheltuielilor cu apa tehnologică cu 1% fata de anul 2018. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 0,2 milioane lei.

d) Menţinerea dezechilibrelor pozitive și negative la 0,5% din energia electrica produsă. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 1,5 mil/an.

e) Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina, uleiuri etc ) în activitatea de producere a energiei electrice cu 1% faţă de anul 2018. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 0,14 milioane lei.

f) Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimbîn activitatea de producere a energiei electrice cu 1,1% faţă de anul 2018. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 0,88 milioane lei.

g) Reducerea cheltuielilor cu terţii (reparaţii, prestatii utilaje, transp. bunuri etc.) în activitatea de producere a energiei electrice cu 16,6% faţă de anul 2018. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 11,6 milioane lei.

h) Trecerea în conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc în procesul de producţie În urma aplicării acestei măsuri se estimează o reducere a cheltuielilor cu amortizarea de 26,56 milioane lei .

i) Disponibilizare personal conform Plan de disponibilizare,începand cu data de 01.05.2019.Economia estimata se ridică la 10,1 milioane lei.


49

a) Încetarea activităţii și demararea procedurii de inchidere a perimetrelor miniere Gârla și Rovinari Est, aferente Carierei Rovinari, începând cu data de 31.12.2019

Justificare:- epuizarea rezervei de cărbune.

Anul 2020


a) Reducerea cheltuielilor cu consumul de combustibil tehnologiccu 5,9% comparativ cu anul 2019. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri se ridică la 59,49 milioane lei şi se va realiza prin reducerea cheltuielilor cu carbunele necesar producerii energiei electrice, a cheltuielilor cu transportul cărbunelui şi prin reducerea cheltuielilor cu adaosul de hidrocarburi. Din punct de vederea cantitativ, consumul specific brut de combustibil se estimează că se va reduce de la 339,98 gcc/KWh în 2019 la 338,49 gcc/KWh în 2020.

b) Reducerea cheltuielilor cu energia electrică consumată pentru producerea energiei electrice cu 0,6% faţă de anul 2019. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 0,2 milioane lei.

c) Menţinerea dezechilibrelor pozitive și negative la 0,5% din energia electrica produsă. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 1,5 mil/an.

d) Reducerea cheltuielilor cu apa tehnologică cu 1% fata de anul 2019. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 0,2 milioane lei.

e) Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina, uleiuri etc ) în activitatea de producere a energiei electrice cu 1% faţă de anul 2019. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 0,14 milioane lei.

f) Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimb în activitatea de producere a energiei electrice cu 1,1% faţă de anul 2019. Aceasta măsura are ca efect reducerea acestor cheltuieli cu 0,84 milioane lei.

g) Reducerea cheltuielilor cu terţii (reparaţii, prestatii utilaje, transp. bunuri etc.) în activitatea de producere a energiei electrice cu 3,5% faţă de anul 2019. Economia estimata din cuantificarea acestei masuri va fi de 2,05 milioane lei.

h) Trecerea în conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc în procesul de producţie În urma aplicării acestei măsuri se estimează o reducere a cheltuielilor cu amortizarea de 26,02 milioane lei .

i) Disponibilizare personal conform Plan de disponibilizare,începand cu data de 01.05.2020.Economia estimata pentru acest an se ridică la 10,79 milioane lei.

În continuare prezentăm structura costului unitar de producţie pentru un MWh pe prioada 2017-2020 şi modul de calcul al economiilor estimate.

Structura costului unitar de producţie pentru un MWh este prezentată în tabelul de mai jos:

50

Specificatie 2016 2017 2018 2019 2020

U.M. lei/MWh lei/MWh %(17vs16) lei/MWh %

(18vs17) lei/MWh %(19 vs18) lei/MWh %

(20vs19)Materiale si piese de schimb ………. ………. 12,3% ………. -1,7% ………. -1,3% ………. -1,3%Combustibil tehnologic, din care:

………. ………. -6,6% ………. -4,0% ………. -5,5% ………. -6,1%

carbune ………. ………. -7,9% ………. -3,9% ………. -5,8% ………. -6,5% transport carbune ………. ………. 1,4% ………. -1,6% ………. -0,8% ………. -0,9% pacura ………. ………. 107,3% ………. -0,8% ………. -0,8% ………. -0,5% gaze ………. ………. 17,7% ………. -13,1% ………. -7,7% ………. -7,3%Combustibil netehnologic ………. ………. 7,0% ………. -1,3% ………. -1,2% ………. -1,2%Energie ………. ………. -1,9% ………. -2,4% ………. -1,5% ………. -0,6%Apa ………. ………. 6,5% ………. -1,3% ………. -1,2% ………. -1,2%Cheltuieli cu personalul ………. ………. -7,7% ………. -4,6% ………. -3,4% ………. -3,4%Amortizare ………. ………. -5,3% ………. -4,7% ………. -3,3% ………. 2,1%Prestatii externe ………. ………. 74,1% ………. -9,6% ………. -16,7% ………. -3,7%Certificate CO2 ………. ………. -15,3% ………. 9,7% ………. 18,0% ………. 7,5%Certificate verzi ………. ………. -2,4% ………. 5,8% ………. -0,2% ………. -0,2%Alte cheltuieli de exploatare ………. ………. -39,2% ………. -14,2% ………. -0,5% ………. -0,5%Cheltuieli financiare ………. ………. -1,0% ………. -12,2% ………. -13,9% ………. -13,7%Total ………. ………. -6,4% ………. -3,0% ………. -1,9% ………. -1,8%

Modul de calcul al economiilor estimate:

Economiile estimate prin Plan reprezintă economii aferente anului respectiv, comparativ cu valorile înregistrate în anul anterior. La stabilirea economiilor aferente fiecărui an s-au comparat valorile elementelor înscrise în bugetele sucursalelor energetice, centralizate pe fiecare an.

Structura costului de producţie pentru o tonă de cărbune în perioada 2017-2020 este prezentată în tabelul de mai jos:

Specificatie 2016 2017 2018 2019 2020Prod. cărbune(mil. t) 19,5 21,0 21,0 21,0 21,0Descopetă (mil. mc) 103,6 125,0 130,3 129,1 113,1Masa minieră mil.(mc+t)

123,1 146,0 151,3 150,1 134,1

U.M. Lei/t % Lei/t % Lei/t % Lei/t % Lei/t %Materiale …… 2,5% …… 2,9% …… 3,2% …… 3,3% …… 3,4%Energie …… 15,0% …… 18,3% …… 20,3% …… 21,5% …… 22,5%Prestatii …… 6,7% …… 7,5% …… 7,8% …… 8,1% …… 8,2%Personal …… 52,0% …… 48,2% …… 46,4% …… 45,5% …… 44,7%Amortizare …… 15,1% …… 15,5% …… 15,8% …… 15,1% …… 14,6%Redeventa …… 4,1% …… 4,1% …… 4,1% …… 4,1% …… 4,1%Alte ch. de exploatare …… 4,6% …… 3,4% …… 2,3% …… 2,4% …… 2,5%TOTAL …… 100,0% …… 100,0% …… 100,0% …… 100,0% …… 100,0%

Analizând evoluţia structurii costului unitar de producţie pentru o tonă de cărbune în perioada 2017-2020, se observă creşteri ale ponderilor următoarele elemente faţă de anul 2016: materiale, energie şi prestaţii. Aceste creşteri se datorează faptului că elementele respective se află într-o relaţie direct proporţională cu evoluţia masei miniere pe perioada respectivă (masa minieră eprezintă suma dintre cantitatea de cărbune şi descopertă). Celelalte elemente prezintă un trend descrescător de la an la an.

Măsuri de valorificarea a activelor neviabile.

51

Compania, pe lângă măsurile menţionate mai sus, va declanşa un amplu program de vânzarea a activelor neviabile, estimându-se ca din acestea să se obţină venituri de minim 150 milioane lei, eşalonat, pe ani.Veniturile estimate din vanzarea activelor nu au fost luate în considerare la fundamentarea bugetelor de venituri şi cheltuieli pe perioada 2017-2020.

4.3.3Investitii pe perioada planului.

Pentru perioada 2017-2020, ne propunem un program de investiţii de aproximativ 2,75 miliarde de lei (611,8 milioane Euro), din care 0,74 miliarde de lei reprezintă rambursări rate credite.Programul de investitii va fi finanţat aproape integral din surse proprii.Structura programului de investiţii pe perioada 2017-2020 este prezentată în tabelul de mai jos:

Nr. crt. Specificaţie U.M. 2017 2018 2019 2020

0 1 2 3 4 5 61 Achiziţii terenuri mii lei 28.390 14.250 12.300 12.1002 Despăgubiri/strămutări mii lei 19.800 13.800 12.000 11.8003 Descopertă mii lei 20.200 35.300 30.500 30.1004 Investiţii/lucrări în continuare mii lei 108.234 198.706 217.500 176.9345 Rambursare rate credite mii lei 229.196 211.610 160.192 145.5256 Investiţii/lucrări pentru mediu mii lei 64.912 65.864 145.464 102.314

7 Investiţii pentru menţinerea siguranţei în funcţionare/ lucrări reparaţii curente (MSF) mii lei 99.940 96.340 90.469 88.964

8 Investiţii/lucrări noi mii lei 66.852 37.195 46.990 97.390

9Alte cheltuieli de investiţii (dotări independente, studii de fezabilitate/documentaţii de avizare a lucrărilor de intervenţii, imobilizări necorporale)

mii lei 17.798 15.155 13.743 15.460

TOTAL mii lei 655.321 688.219 729.158 680.587

Din graficul de mai sus se observă că o pondere ridicată în totalul programului de investiţii o deţin sumele ce trebuie rambursate băncilor finanţatoare pentru creditele acordate. Această pondere este de 35-31% în 2017 şi 2018, reducându-se în 2019 şi 2020 la 22% şi respevctiv 21%, sursele rămase la dispoziţia companiei fiind folosite în special pentru finanţarea investiţiilor în continuare şi a celor de mediu.

52

Principalele lucrări de investiţii care se vor derula în perioada 2017-2020se prezintă, după cum urmează:

Nr. crt. Investitii U.M. Valoare1 Reabilitarea şi modernizarea blocului energetic nr.5 de 330 MW, lignit - SE

Rovinarimii lei 492.634

2 Instalatii de desulfurare a gazelor de ardere la blocurile 3,4,5 si 6 - SE Rovinari mii lei 138.8503 Reabilitarea şi modernizarea blocului energetic nr.3 de 330 MW, lignit - SE

Rovinarimii lei 50.000

4 Reabilitare şi modernizare grupuri energetice nr.3 şi 6 de 330 MW - SE Turceni

mii lei 93.405

5 Reabilitare şi modernizare bloc energetic nr. 7 lignit SE Işalniţa mii lei 23.7006 Menţinerea siguranţei în funcţionare cu respectarea condiţiilor de mediu a

capacităţilor de producţie din cadrul sucursalelor energeticemii lei 231.007

6 Capacitati noi de productie a energiei termice pe gaze naturale in cadrul S.E. Craiova II etapa CT pacura in vederea asigurarii agentului termic ca urmare a inchiderii IMA 2;3 si 4

mii lei 14.808

7 Instalatie de Nox blocul energetic nr.4 - SE Rovinari mii lei 130008 Reducerea emisiilor de oxizi de azot la cazanul 3 de 1035 t/h - SE Turceni mii lei 140009 Reducerea emisiilor de oxizi de azot la cazanul 7 de 1035 t/h - SE Turceni mii lei 900010 Reducerea emisiilor de NOx la blocul nr. 7 - SE Isalnita mii lei 30000 TOTAL mii lei 1.110.40

4

Programul de investiţii se bazează pe surse proprii şi pe surse atrase nerambursabile, pentru a nu mai creşte impactul rambursării creditelor asupra fluxului de numerar. Menţionăm că nu au fost luate în calcul sumele ce ar putea fi obţinute din privatizarea a 15% din capitalul social prin Ofertă Publică Iniţială de acţiuni.In anexele10, 11 şi 12 se regaseste prezentarea principiilor de prioritizare, planul multianual de investiţi si balanţa resurse nevoi.

4.3.4Analiza de impact a planului.

I. Reducerea totală a cheltuielilor ca urmarea a aplicării planului.

În sinteză, prin implementarea măsurilor prezentate mai sus se vor obţine următoarele economii:

Specificatie U.M. 2016 2017 2018 2019 2020Masuri de eficientizare mil lei -125,0 -11,0 -89,7 -107,8 -101,2Masuri de restructurare mil lei 0,0 5.0 -1,1 0,9 3,1

Total mil lei -125,0 -6,0 -90,8 -106,9 -98,1

II. Reducerea numărului de personal.

Impact semnificativ asupra rezultatelor economiceîl vor avea economiile obţinute în urma disponibilizării personalului.

Pe perioada implementării Programului de restructurare, reorganizare şi eficientizare situaţia personalului care va fi disponibilizat se prezintă astfel:

Specificatie UM 2016 2017 2018 2019 2020 Total 2016-2020

Reducere numar personal pers. Conform Plan de DisponibilizareNumar personal la sfarsitul anului pers.Plati compensatorii mii lei Conform Act Aditional la CCM

53

În vederea atenuării efectelor sociale s-a elaborat un Plan de disponibilizare în conformitate cu prevederile O.U.G. nr. 36/2013 privind aplicarea în perioada 2013-2018 a unor măsuri de protecţie socială acordată persoanelor disponibilizate prin concedieri colective efectuate în baza planurilor de disponibilizare, în vederea asigurării unor venituri de completare pentru persoanele disponibilizate, pe o perioadă de până la doi ani.

Numărul optim de personal necesar funcţionării în condiţii de siguranţă a capacităţilor de producţie care vor rămâne în funcţiune, precum şi condiţiile în care se va face disponibilizarea personalului sunt prezentate în Planul de disponibilizare.

III. Asigurarea bazei de producție.

Avand în vedere cele prezentate, structura capacităţilor de producţie care vor rămâne în funcţiune în cadrul CE Oltenia la finele anului 2020 este prezentată în continuare:

Structura capacităţilor de producţie în domeniul energetic

Sucursala Puterea instalata Productia prognozatăMW TWh

SE Turceni4 grupuri x 330 MW 1.320

14,15

SE Rovinari4 grupuri x 330 MW 1.320

SE Craiova II2 grupuri x 150 MW 300

SE Isalnita 2 grup x 315 MW 630

TOTAL11 grupuri – 3.255 MW 3.570

Structura capacităţilor de producţie în domeniul minier, în anul 2020 se prezintă astfel:

Unitatea miniera Capacitatea de productie- mii tone -

Producţia prognozata - milioane tone -

Cariera Rosiuta 3.000

21

Cariera Rosia 4.200Cariera Tismana 4.000Cariera Jilt Sud 4.000Cariera Jilt Nord 3.200Cariera Pinoasa 3.500Cariera PesteanaCariera Lupoaia

1.5002.300

TOTAL 25.700

Capacitatea de producţie actuală se va reduce cu16% în zona de minerit prin încetarea activităţii și închiderea perimetrelor miniere prevăzute în prezentul Plan.

4.3.5Măsuri de ordin legislativ

Pe lângă măsurile de eficientizare, restructurare şi reorganizare prezentate mai sus, vom întreprinde demersurile necesare în vederea modificării unor acte normative, după cum urmează:

a) Modificarea prevederilor următoarelor acte normative: OUG nr. 107/2002 privind sistemul de plată al apei prelevate și Hotărârea nr. 1202/2010

54

Propunerea de modificare are in vedere doua variante, după cum urmează:Varianta 1 . De a se reveni la plata apei efectiv consumate in procesul tehnologic, rezultata ca diferenta

intre cantitatea de apa prelevata si cantitatea de apa restituita in emisar asa cum a fost reglementat prin Ordonanta de Urgenta a Guvernului nr 63/1998 care a prevazut plata apei efectiv consumate in procesul tehnologic (art.42), rezultata ca diferenta intre cantitatea de apa prelevata si cantitatea de apa restituita in emisar, cu respectarea normelor de calitate. Astfel, cheltuielile cu apa de racire s-ar reduce substantial, fiind cel mai benefic mod de decontare pentru producatorii de energie electrica si termica, in sensul platii apei conform unor consumuri reale.

….. Art. 42. - Pentru centralele termoelectrice, centralele electrice de termoficare şi centrala nuclearoelectrică se plăteşte cantitatea de apă efectiv consumată, respectiv diferenţa dintre cantitatea de apă prelevată şi cantitatea de apă restituită în emisar, cu respectarea normelor de calitate….

Varianta 2De a se practica preturilor diferite, corespunzatoare regimului diferit de asigurare a apei, bazata pe

principii de calcul justificate tehnic si economic, cu relatii de echilibru pentru toate fortele, intrucât reflecta realitatea tehnica, termocentralele fiind proiectate sa functioneze in circuit deschis, mixt si/sau inchis.

Aceasta inseamna ca: apa prelevata de catre termocentrale trebuie sa fie impartita in doua categorii: apa prelevata pentru racire, pentru asigurarea careia se justifica un tarif mai mic intrucât aceasta apa este returnata practic integral cu indici de calitate imbunatatiti (situatie ce corespunde functionarii in circuit deschis), si apa efectiv consumata in procesul tehnologic, care nu se mai returneaza in sursa, pentru care se justifica un tarif mai mare (situatie ce corespunde functionarii in circuit mixt si/sau inchis).

Modificarea legislatiei in vigoare, in sensul celor prezentate mai sus ar conduce la diminuarea cheltuielilor cu apa cu aproximativ 75%, respectiv 15,63 milioane lei/an.

b) Modificarea Ordinului ANRE nr. 89/15.06.2015 privind aprobarea tarifelor zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrică în reţea (Tg) și tariful mediu de introducere în reţea practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice

Se vor face demersuri pentru modificarea anexei la Ordinul ANRE nr. 89/15.06.2015 privind eliminarea tarifului zonal aferent serviciului de transport pentru introducerea de energie electrică în reţea (Tg) practicat de CNTEE Transelectrica S.A., pentru zona Oltenia.

În prezent tarifele zonale practicate sunt următoarele:Muntenia 0,00 lei/MWhTransilvania Nord, Transilvania Centrala şi Moldova 0,00 lei/MWhOltenia 1,16 lei/MWhDobrogea 1,34 lei MWHDobrogea regenerabile 1,52 lei/MWh

Veniturile suplimentare estimate se ridică la 13,97 milioane lei/an (1,16 lei/MWh x 12.040.730 MWh – energie vândută, estimată pt. 2017).

c) Modificarea HG 495/2014 pentru instituirea unei scheme de ajutor de stat privind exceptarea unor categorii de consumatori finali de la aplicarea legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei din surse regenerabile de energie, în urma intervenţiei Guvernului României la Comisia Europeană pentru completarea Anexei nr. 3 la Decizia CE nr. C (2014) 7287 final din 15.10.2014.

Schema de ajutor de stat se aplică potrivit prevederilor Deciziei CE nr. C (2014) 7287 final din 15.10.2014. În Anexa nr. 3 la „Orientările privind ajutoarele de stat pentru protecţia mediului şi energie pentru perioada 2014-2020” elaborate de Comisia Europeană, se stabileşte Lista sectoarelor eligibile în temeiul Secţiunii 3.7.2 “Ajutoare sub formă de reduceri ale finanţării sprijinului pentru energia din surse regenerabile”.

55

Potrivit anexei, în domeniul minier, se prevede acordarea ajutorului de stat numai pentru extracţia huilei, nu şi pentru extracţia lignitului.

În vederea includerii în Anexa nr. 3, se vor face demersuri către Ministerul Economiei pentru realizarea unor intervenţii pe lângă Comisia Europeana, în sensul acordării ajutorului de stat şi pentru activitatea de extracţie a lignitului.

Economia estimată se ridică la 28,71 milioane lei/an (220.000 certificate verzi x 29 Euro/certificat x 4,5 lei/Euro).

4.4 Rezultatul planului.

În sinteză, rezultatele obţinute în urma aplicării măsurilor de eficientizare şi restructurare sunt prezentate în tabelul de mai jos:

DENUMIRE INDICATORI U.M. 2016 2017 2018 2019 2020ELEMENTE INIŢIALEPreţ de vânzare lei/MWh % -0.7% +1.1% +0.2% 0% 0%Preţ certificat de CO2 Euro 5,0 5,0 5,5 6,5 7,0SINTEZA REZULTATELOR PROGNOZATECost unitar tona cărbune % -0.5% -4.8% -2.4% -5.2% -6.0%Cost unitar MWh % +2.0% -6.4% -3.0% -1.9% -1.8%Producţie de energie TWh 13,54 14,15 14,15 14,15 14,15Cota de piaţă % 20 20 20 20 20Rezultat brut mii lei -126.037 2.000 42.916 85.957 113.423

Dinamica structurii costului de producţie ca urmare a aplicării măsurilor planului.

2016

2017

2018

2019

2020

0% 20% 40% 60% 80% 100%

3%

3%

3%

3%

3%

15%

18%

20%

21%

23%

7%

7%

8%

8%

8%

52%

48%

46%

46%

45%

4%

4%

4%

4%

4%

15%

16%

16%

15%

15%

5%

3%

2%

2%

2%

Structura costului unitar de productie pentru o tona de carbune

Materiale Energie Prestatii PersonalRedeventa Amortizare Alte chelt. de exploatare

56

2016

2017

2018

2019

2020

0% 20% 40% 60% 80% 100%

3%

3%

3%

3%

3%

43%

43%

42%

41%

39%

2%

3%

3%

3%

3%

13%

13%

13%

13%

13%

2%

2%

2%

2%

2%

19%

19%

19%

18%

19%

2%

3%

3%

2%

2%

13%

12%

13%

16%

17%

3%

2%

2%

2%

2%

Structura costului unitar de productie pentru un MWh

Materiale Combustibil tehnologic EnergiePersonal Ch. financiare AmortizarePrestatii externe Certificate CO2 Alte ch. de exploatare

La nivelul centrelor de profit/cost, rezultatul brut se prezintă în felul următor:

Specificatie U.M. 2016 2017 2018 2019 2020REZULTAT BRUT Total, din care: mii lei -126.037 2.000 42.916 85.957 113.423SE Turceni mii lei ……… ……… ……… ……… ………SE Rovinari mii lei ……… ……… ……… ……… ………SE Isalnita mii lei ……… ……… ……… ……… ………SE Craiova mii lei ……… ……… ……… ……… ………SE Chiscani mii lei ……… ……… ……… ……… ………Divizia Miniera mii lei ……… ……… ……… ……… ………Alte activitati* mii lei ……… ……… ……… ……… ………

Nota *- ELFCU Motru, CRPFM Săcelu, Hostel Miami, Reprezentanţa Bucureşti, Sediu Executiv etc.

În urma aplicării măsurilor prezentate mai sus, principalii indicatori prognozati a se realiza sunt prezentaţi în continuare:Buget de venituri şi cheltuieli (extras) – situatia actuala

Nr. crt. Indicatori U.M. BVC 2016 BVC 2017 BVC 2018 BVC 2019 BVC 2020

0 1 2 3 4 5 6 7 8

CĂRBUNE DIN PRODUCŢIE PROPRIE mii tone …….. …….. …….. …….. …….. CĂRBUNE -LIVRAT mii tone …….. …….. …….. …….. …….. - intern mii tone …….. …….. …….. …….. ……..

- extern mii tone …….. …….. …….. …….. …….. Cost cărbune intern lei …….. …….. …….. …….. ……..

ENERGIE ELECTRICA PRODUSĂ MWh …….. …….. …….. …….. …….. ENERGIE ELECTRICA LIVRATA MWh …….. …….. …….. …….. ……..

ENERGIE ELECTRICA NETĂ - fara autofurnizare MWh …….. …….. …….. …….. …….. cost unitar de productie MWh lei …….. …….. …….. …….. ……..

pret de vanzare un MWh lei …….. …….. …….. …….. ……..I. VENITURI TOTALE, din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

1. Venituri din exploatare, din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

a) din producţia vândută mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

b) venituri din vanzarea marfurilor mii lei …….. …….. …….. …….. ……..c) productia imobilizata-variatia stocurilor mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

d) venituri din investitii in regie proprie mii lei …….. …….. …….. …….. ……..e) venituri aferente costului de producţie în curs de execuţie mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

f) alte venituri din exploatare mii lei …….. …….. …….. …….. ……..2. Venituri financiare mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

57

Nr. crt. Indicatori U.M. BVC 2016 BVC 2017 BVC 2018 BVC 2019 BVC 2020

0 1 2 3 4 5 6 7 83. Venituri extraordinare mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

II CHELTUIELI TOTALE, din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

1. Cheltuieli de exploatare, din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

A. Cheltuieli cu bunuri şi servicii, din care: mii lei …….. …….. …….. ……..A1 Cheltuieli privind stocurile mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

A2 Cheltuieli privind serviciile executate de terţi mii lei …….. …….. …….. …….. ……..A3 Cheltuieli cu alte servicii executate de terţi mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

B Cheltuieli cu impozite, taxe şi vărsăminte asimilate mii lei …….. …….. …….. …….. ……..C. Cheltuieli cu personalul, din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

C1 Cheltuieli cu salariile mii lei …….. …….. …….. …….. ……..C2 Bonusuri mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

C3 Alte cheltuieli cu personalul mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

C4 Cheltuieli aferente contractului de mandat si a altor organe de conducere si control, comisii si comitete mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

C5 Cheltuieli cu asigurările şi protecţia socială, fondurile speciale şi alte obligaţii legale, din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

D. Alte cheltuieli de exploatare mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

2 Cheltuieli financiare mii lei …….. …….. …….. …….. …….. 3 Cheltuieli extraordinare mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

III REZULTATUL BRUT (profit/pierdere), din care: mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

Rezultat din exploatare mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

Rezultat din activitatea financiara mii lei …….. …….. …….. …….. ……..

In acest buget de venituri şi cheltuieli nu au fost luate în considerare veniturile anuale din serviciu de rezervă terţiară lentă în valoare de 73,5 mil lei, venituri ce depind de o decizie a Ministerului Energiei.

În situaţia în care CE Oltenia i s-ar asigura 400 MWh/h rezervă terţiară lentă (RTL) pe întreaga perioadă a anului, în sistem reglementat, rezultatele financiare pe perioada 2017-2020 ar înregistra valori, după cum urmează:

Specificatie U.M. 2017 2018 2019 2020Rezultat brut mii lei 75.500 116.416 159.457 186.923

Notă: potrivit tabelului de mai sus, pentru anul 2017 s-au luat în calcul venituri din RTL de 73,5 milioane lei. Această valoare va fi diminuată proporţional cu numărul de luni în care societăţii nu i se asigură cantitatea de 400 MWh/h RTL.

Posibile bariere cu privire la implementarea Planului de restructurare, reorganizare și eficientizare:

- costuri ridicate cu plăţile compensatorii;- opoziţie puternică din partea organizaţiilor sindicale, în ceea ce priveşte numărul mare de

disponibilizaţi şi închiderea unor capacităţi de producţie;- consecinţe sociale şi economice negative atât pe orizontală, cât şi pe verticală;- o posibilă opoziţie a băncilor finanţatoare cu privire la închiderea capacităţilor de producţie deoarece

in contractele de finantare sunt introduse clauze specifice care interzic luarea unor decizii fara acordul acestora, riscul fiind ca, fara aprobarea lor, sa solicite rambursarea anticipata a creditelor.

- Evoluţia în creştere a preţului certificatelor de CO2;

4.6Concluzii.

- Măsurile preconizate pe linia eficientizării şi rentabilizării, a creşterii competitivităţii, a strictei supravegheri a costurilor, a demersurilor pentru recuperarea creanţelor, menţinerea încrederii

58

clienţilor actuali şi câştigarea de noi clienţi, precum şi implicarea şi angajamentul conducerii societăţii, crează premisele realizarii planului la parametrii proiectaţi;

- Prin implementarea Planului, cel puţin pe termen scurt şi mediu, compania îşi asigură competitivitatea pe piaţa internă de energie;

- Neimplementarea sau implementarea cu întârziere a acestui Plan conduce la obţinerea unor rezultate economice nesatisfăcătoare atât pentru management cât şi pentru acţionari;

- În funcţie de evoluţia pieţei de energie sau de stadiul implementării măsurilor identificate, la un moment dat, acest Plan poate fi revizuit astfel încât să asigure companiei competitivitatea în domeniul de activitate.

- Planul de restructurare, reorganizare şi eficientizare elaborat, a avut în vedere realizarea unor măsuri de eficientizare minimale care să nu afecteze gradul de disponibilitate al grupurilor energetice în SEN;

- Rezultatele Planului sunt destul de sensibile în condiţiile în care una din variabilele preţ de vânzare energie electrică, cantitatea de energie electrică vândută sau prţul certificatului de CO2 evoluează negativ;

Pentru reducerea impactului riscurilor menţionate (pag.40), compania propune două scenarii din care s-ar obţine venituri suplimentare care nu au fost luate la dimensionarea veniturilor din acest plan:

Scenariul 1.Asigurarea până la implementarea Pieţei de capacităţi, în regim reglementat a circa 400MWh/h

servicii de sistem rezervă terţiară lentă (RTL) pe întreaga perioadă a anului.Acest serviciu ar veni în sprijinul CE Oltenia pentru asigurarea cheltuielilor cu mentenanţa, salarizarea

şi amortizarea grupurilor energetice care pe perioada de vară sunt scoase din piaţă de producătorii de energie din surse regenerabile (RES) puternic subvenţionaţi şi cu acces garantat în SEN.

Prin aceasta s-ar asigura venituri de 73,5 milioane lei (400 MWh/h x 8.750 ore/an x 21 lei/MWh = 73.500.000 lei). Această sumă permite acoperirea cheltuielilor cu drepturile salariale pentru 1.000 de salariaţi pentru un an.

În acest scenariu, societatea va asigura disponibilitatea şi combustibilul necesar pentru intervenţia în SEN în caz de necesitate, în vederea realizării echilibrării.

Scenariul 2.Posibilitatea obţinerii de venituri din afaceri noi, cum ar fi CLARIANT, o firmă care doreşte să producă

bioetanol, iar compania să-i livreze o cantitate însemnată de abur tehnologic şi energie electrică.Prin realizarea acestei afaceri creşte capacitatea de cogenerare şi implicit obţinerea de venituri

suplimentare, precum şi reducerea emisilor de CO2 prin folosirea ligninei (produs considerat biomasă) la producerea de abur tehnologic şi energie electrică.

Obtinerea de venituri suplimentare prin implementarea unor instalatii de brichetare prin care sa se valorifice in mod eficient carbunele din carierele companiei.

ANEXE

Anexa nr. 1 Fişa măsurii - Reducerea cheltuielilor cu consumul specific brut de combustibil (combustibil tehnologic)

Anexa nr. 2 Fişa măsurii – Reducerea/menţinerea dezechilibrelor pozitive şi negative la 0,5% din energia electrică produsă

Anexa nr. 3 Fişa măsurii - Reducerea cheltuielilor cu energia electrică consumată pentru producerea energiei electrice

Anexa nr. 4 Fişa măsurii - Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina, uleiuri, etc)Anexa nr. 5 Reducerea cheltuielilor cu consumul de apă tehnologică pentru producerea energiei electriceAnexa nr. 6 Fişa măsurii - Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimbAnexa nr. 7 Fişa măsurii - Reducerea cheltuielilor cu prestatii externe-tertii (reparatii, prestatii utilaje,

servicii de deservire generala, servicii medicale, paza)

59

Anexa nr. 8 Fişa măsurii - Trecerea in conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc in procesul de productie

Anexa nr. 9 Fişa măsurii - Reducerea activitatii de exploatare a carbunelui si de producere a energiei electrice

Anexa nr. 10 Politica investiţională pe perioada 2017-2020Anexa nr. 11 Planul multianual de investiţii pe perioada 2017-2020Anexa nr. 12 Balanţa de resurse nevoi pe perioada 2017-2020

60

Anexa nr. 1

Fișa măsurii

A. Masura de eficientizare

1. Denumire măsură: Reducerea cheltuielilor cu consumul de combustibil tehnologic(consumul specific brut de combustibil)

2. Descrierea detaliată a măsurii: Obiectivul principal al acestei măsuri il reprezintă reducerea consumului specific brut de combustibil. Aceasta se va realiza prin îndeplinirea următoarelor obiective derivate:

- Reducerea cheltuielilor cu consumul de cărbune- Reducerea cheltuielilor cu transportul cărbunelui- Reducerea cheltuielilor cu hidrocarburile (gaz şi păcură)

Indeplinirea obiectivelor derivate se poate realiza prin aplicarea unor următoarelor masuri:

Masuri cu caracter permanent privind exploatarea, intretinerea si mentenanta curenta a instalatiilor:- Imbunătăţirea stării tehnice de ansamblu a cazanelor si auxiliarelor acestuia prin: etanşarea

sistemului sub presiune; refacerea zidăriilor de etanşare şi a zidăriilor refractare; refacerea etanşărilor canalelor de gaze şi aer; etanşarea zonei reci a cazanelor; etanşarea, curăţarea şi punerea PAR urilor intr-o schemă corectă de funcţionare; refacerea izolaţiilor cazanului, reducerea pierderilor prin radiaţie; etanşarea sistemelor de măcinare, mori de cărbune, şi înlocuirea elementelor uzate, pentru a realiza o fineţe de măcinare optimă; mentinerea in limitele de proiect a sistemelor de uniformizare a curgerii gazelor de ardere prin cazane, canale de gaze şi electrofiltre.

- Instalaţia de preîncălzire regenerativă IP şi JP, Degazorul- Evaluarea turboagregatului şi a pompelor de alimentare, pe baza parametrilor de exploatare şi a

evaluării, la faţa locului;- Reducerea consumului de abur utilizat la incalzirea tunelurilor de dezghet ale vagoanelor cu

carbune pe timp foarte rece, prin cresterea stocului de carbune acumulat pe timp de vara, in sucursalele electrocentrale si reducerea numarului de vagoane descarcate pe timp geros. In perioadele de consum maxim, consumul specific de combustibil poate creste cu pana la 7%

Efectuarea de lucrari de modernizare si retehnologizare sau implementarea de solutii si echipamente noi, cu finantare din fonduri de investitii:

- Reparare, reabilitare si modernizare mori carbune S.E. Isalnita si S.E. Craiova;- Modernizarea Preincalzitoarelor de Aer Regenerative la S.E Isalnita;- Reabilitare TA5 – S.E. Turceni;- Reabilitare cazan nr.3 – S.E. Turceni;- Reabilitare si modernizare turn de racire nr. 5 – S.E. Turceni;- Modernizarea instalaţiei de evacuare a zgurii uscate din cazan S.E Isalnita;- Creşterea eficienţei blocurilor energetice prin optimizarea arderii – S.E Turceni

Modernizarea instalaţiei de evacuare a zgurii uscate din cazan S.E Isalnita (montare GPA);Mentinerea puterii calorifice a carbunelui in limitele de proiect sau peste acestea;Optimizarea functionarii morilor de carbune functie de sarcina cazanului.Corelarea productiei de carbune a fiecarei cariere cu necesarul de consum si realizarea stocurilor din termocentrale în functie de costul de transport al tonei de carbune pe fiecare relatie de transport

61

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii:Reducerea cheltuielilor cu combustibilul tehnologic.

4. Termen de începere a aplicării măsurii: ianuarie 2017

5. Termen de finalizare a măsurii: permanent

6. Responsabil: Director Directia Energie și Directorii Sucursalelor Energetice

7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii:

Efort financiar necesar: Surse de finanţare (proprii, atrase): Efecte economico-financiare:

Efect U.M. 2017 2018 2019 2020Creştere venituri mii lei

Reducere cheltuieli mii lei -12.598 -40.757 -56.162 -54.495

Reducere creanţe restante mii lei

Reducere plăţi restante mii lei

Consumul specific brut de combustibil estimat, este prezentat în tabelul de mai jos:

Sucursala energetica U.M. 2017 2018 2019 2020

TOTAL CE Oltenia gcc/KWh 346,65 341,83 339,98 338,49

SE Rovinari gcc/KWh 330,00 325,00 325,00 325,00

SE Turceni gcc/KWh 356,00 354,00 350,00 348,00

SE Işalniţa gcc/KWh 370,00 368,00 365,00 360,00

SE Craiova gcc/KWh 345,00 325,00 325,00 325,00

Adaosul de hidrocarburi estimat pentru perioada 2017-2020 este prezentat în tabelul de mai jos:

Sucursala energetica U.M. 2017 2018 2019 2020

TOTAL CE Oltenia % 0,84% 0,75% 0,71% 0,67%

SE Rovinari % 0,12% 0,12% 0,11% 0,08%

SE Turceni % 0,50% 0,48% 0,46% 0,44%

SE Işalniţa % 2,80% 2,30% 2,10% 2,00%

SE Craiova % 1,40% 1,42% 1,42% 1,42%

Anexa 2

62

Fișa măsurii


1.Denumire măsură: Reducerea/menţinerea dezechilibrelor pozitive și negative la 0,5% din energia electrică produsă.

2.Descrierea detaliată a măsurii:

Reducerea dezechilibrelor pozitive şi negative pe Piaţa de Echilibrare presupune:- Monitorizarea şi dispecerizarea permanentă a grupurilor energetice din patrimoniul CEO, cu ajutorul

aplicaţiei interne care permite vizualizarea puterilor instantanee pe fiecare unitatea dispecerizabilă din cadrul CEO;

Cooperarea, comunicarea şi colaborarea permanentă între dispecerii CEO şi DSTC din sucursalele electrocentrale;- Îmbunătăţirea proceselor de exploatare şi mentenanţă din sucursalele electrocentrale în vederea

evitării avariilor, diminuând astfel riscul generării de dezechilibre negative; - Elaborarea ofertelor pe piaţa de energie electrică astfel încât să rezulte programe de funcţionare

fezabile, evitând programe de funcţionare la minim tehnic al grupurilor energetice şi astfel eliminând riscul generării dezechilibrelor pozitive.

Obiectivul propus este ca dezechilibrele finale după agregarea în cadrul PRE, să fie mai mici de 0,5 % din energia electrică produsă.

3.Necesitatea tehnică şi/sau organizatorică a aplicării măsurii : Dezechilibrele pozitive şi negative provocate de CE Oltenia, pe Piaţa de Echilibrare, în calitate de Parte Responsabilă cu Echilibrarea, generează lunar pierderi pentru societate.

Diminuarea acestor dezechilibre, înseamnă implicit reducerea costurilor faţă de Transelectrica, cu implicaţii pozitive asupra situaţiei economice a societăţii.

4.Termen de începere a aplicării măsurii: ianuarie 2017;5.Termen de finalizare a măsurii: permanent;6.Responsabil:Director Directia Ofertare Vânzare7.Fundamentarea efortului financiar şi a eficienţei măsurii:

- Efort financiar necesar: nu este cazul;- Surse de finanţare: nu este cazul; - Efecte economico – financiare scontate:

-mii lei-Efect U.M. 2017 2018 2019 2020Creştere venituri mii lei




Anexa nr. 3

63

Fișa măsurii


1. Denumire măsură: Reducerea cheltuielilor cu energia electrică consumată pentru producerea energiei electrice

2. Descrierea detaliată a măsurii: Măsurile tehnice si organizatorice necesar a fi implementate pentru reducerea consumurilor de energie

sunt:- Reducerea timpului de pornire a grupurilor energetice;- Reducerea timpului de funcţionare pe EPA, după pornire bloc;- Reducerea infiltratiilor de aer in cazan si circuitul gazelor de ardere cu efect asupra consumului de

energie electrica a VGA;- Reducerea pierderilor de aer pe circuitul de la VA la cazan, cu diminuarea consumului de energie

electrica a VA;- Optimizarea schemei de funcţionare a agregatelor auxiliare:

- corelare sarcină bloc cu schema de agregate – mori de cărbune, pompe de condensat principal, incărcare VA si VGA, incărcare pompe sala maşini etc;

- reducerea consumului de energie din staţia de desulfurare prin corelarea functionarii instalatiei cu valoarea masurata a emisiei de SO2;

- adaptarea schemei de alimentare cu cărbune a cazanului la sarcina de funcţionare, raţionalizarea consumului de energie din gospodăria de cărbune;

- folosirea unei scheme minimale de menţinere păcură în stare caldă, folosirea raţională a instalaţiilor de dezgheţ vagoane, etc.

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii: Reducerea consumului propriu tehnologic

4. Termen de începere a aplicării măsurii:ianuarie 20175. Termen de finalizare a măsurii: 20206. Responsabil: Director Directia Energie si Directorii Sucursalelor Energetice7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii:

Efort financiar necesar: nu necesita Surse de finanţare (proprii, atrase): Efecte economico-financiare:

Efect U.M. 2017 2018 2019 2020Creştere venituri mii leiReducere cheltuieli mii lei 3.135 -450 -585 -201Reducere creanţe restante mii lei


Consumul propriu tehnologic electric estimat pentru perioada 2017-2020 se prezintă astfel:

Efect U.M. 2017 2018 2019 2020TOTAL CE Oltenia % 10,23% 10,19% 10,16% 10,14%SE Rovinari % 9,30% 9,26% 9,23% 9,20%SE Turceni % 10,55% 10,51% 10,48% 10,45%SE Işalniţa % 9,49% 9,47% 9,45% 9,44%

SE Craiova % 14,62% 14,60% 14,58% 14,56%

64

Anexa nr. 4

Fișa măsurii


1. Denumire măsură: Reducerea cheltuielilor cu combustibilii (motorina ,uleiuri etc) în activitatea de producere a energiei electrice

2. Descrierea detaliată a măsurii: Se va realize prin monitorizarea GPS a mijloacelor de transport si a utilajelor auxiliare.

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii:Reducerea cheltuielilor cu combustibilii.

4. Termen de începere a aplicării măsurii:ianuarie 2017


6. Responsabil: Directorul Directiei Energie, Directorii Sucursalelor Energetice, Directorul Directiei Miniere, Directorul ELCFU Motru si Directorii Exploatarilor Miniere

7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii: Efort financiar necesar: nu necesita Surse de finanţare: Efecte economico-financiare:


Reducere cheltuieli mii lei 1.728 -144 -142 -141



65

Anexa nr. 5

Fișa măsurii


1. Denumire măsură: Reducerea cheltuielilor cu consumul de apă tehnologică pentru producerea energiei electrice

2. Descrierea detaliată a măsurii:

Funcţionarea termocentralelor se face cu apa de răcire din râul Jiu, debitul consumat fiind dat de numărul de pompe de circulaţie aflat în funcţiune (consum din Jiu) şi de numrul de pompe turn aflat în funcţiune (consum prin recirculare = economie). Economia se va realiza prin utilizarea preponderentă a sistemului de consum prin recirculare în detrimentul sistemului de răcire deschis (fără recircularea apei de răcire prin turnuri).

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii: Reducerea cheltuielilor cu energia electrica, inclusiv transportul

4. Termen de începere a aplicării măsurii: 20175. Termen de finalizare a măsurii: permanent6. Responsabil: Director Directia Energie şi Directorii Sucursalelor Energetice7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii:

Efort financiar necesar: nu necesita Surse de finanţare: Efecte economico-financiare:


Reducere cheltuieli mii lei 2.318 -205 -203 -201



66

Anexa nr. 6

Fișa măsurii


1. Denumire măsură: Reducerea cheltuielilor cu materialele si piesele de schimb în activitatea de producere a energiei electrice

2. Descrierea detaliată a măsurii: Se va realiza printr-o mai buna gestionare a consumurilor si stocurilor, dar si prin buna exploatare a capacitatilor de productie astfel incat sa conduca la reducerea numarului de intreruperilor accidentale.

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii: Reducerea cheltuielilor cu energia electrica, inclusiv transportul



6. Responsabil: Director Directia Energie, Directorii Sucursalelor Energetice, Director Directia Miniera, Director ELCFU Motru si Directorii Exploatărilor Miniere

7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii: Efort financiar necesar: nu necesita Surse de finanţare: Efecte economico-financiare:


Reducere cheltuieli mii lei 12.361 -1.096 -881 -840



67

Anexa nr. 7

Fișa măsurii


1. Denumire măsură: Reducerea cheltuielilor cu prestatii externe-terti (reparatii, prestatii utilaje, servicii de deservire generala, servicii medicale, paza etc) în activitatea de producere a energiei electrice

2. Descrierea detaliată a măsurii: Reducerea cheltuielilor cu alte prestaţii efectuate cu terţii, se va face dupa cum urmează:- reducerea posturilor de paza;- renegocierea tarifelor si restrângerea serviciilor (servicii de curăţenie);- optimizarea traseelor de transport de personal la şi de la locul de muncă etc.- Reducerea cheltuielilor de mentenanţă efectuate cu terţii prin crearea unor echipe de mentenanţă care să deservească mai multe sucursale.

Lucrarile de reparatii pentru activitatea de minerit se vor realiza prin renuntarea la o parte din serviciile prestate de terti, reparatiile utilajelor fiind efectuate cu forte proprii.

Pentru activitatea de energie reducerea cheltuielilor cu reparatiile se va realiza prin aplicarea in primul rand a următoarelor măsuri:- verificări profilactice periodice in intervalele de staţionare (se reduc reparatiile accidentale cu cel

puţin 20%);- efectuarea de controale defectoscopice nedistructive la toate elementele care funcţionează la

temperatură şi presiune ridicată (prevenire avarie si mărirea duratei estimate de viaţă (reducerea cheltuielilor cu avariile si creşterea numărului de ore de funcţionare intre 2 înlocuiri ale elementelor respective);

- aplicarea soluţiilor de modernizare şi creşterea nivelului de fiabilitate al utilajelor/grupurilor energetice;

- evitarea funcţionării in regim de avarie pentru limitarea extinderii defectelor

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii: Reducerea cheltuielilor cu tertii4. Termen de începere a aplicării măsurii:ianuarie 20175. Termen de finalizare a măsurii: permanent6. Responsabil: Directorul Directiei Energie, Directorul Sucursalelor Energetice, Directorul Directiei

Miniere, Directorul ELCFU Motru si Directorii Exploatărilor Miniere 7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii:

Efort financiar necesar: nu necesita Surse de finanţare: Efecte economico-financiare:


Reducere cheltuieli mii lei 35.254 -7.184 -11.598 -2.050



Anexa nr. 8

68

Fișa măsurii


1. Denumire măsură: Trecerea in conservare a unor mijloace fixe care nu se mai folosesc in procesul de productie

2. Descrierea detaliată a măsurii: La nivelul CE Oltenia exista o serie de mijloace fixe care nu mai sunt folosite în procesul de producţie si care vor fi trecute în conservare in perioada 2017-2020 (o parte a acestora au fost în conservare şi în anii 2015 şi 2016) in conformitate cu art. 16, lit b) din Legea nr. 15/1994 – Legea privind amortizariea capitalului imobilizat in active corporale si necorporale. Agentii economici sunt scutiti la calculul amortizarii mijloace fixe trecute in conservare pentru o perioada mai mare de 30 de zile cu avizul ANAF-DGAMC, aviz care a fost solicitat, dar nu a fost emis până la data elaborării Planului.

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii:Reducerea cheltuielilor cu amortizarea


5. Termen de finalizare a măsurii: decembrie 2020

6. Responsabil: Director Directia Financiar Contabilitate

7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii: Efort financiar necesar: nu necesita Surse de finanţare (proprii, atrase): Efecte economico-financiare:





Anexa nr. 9

69

Fișa măsurii

A. Masura de restructurare

1. Denumire măsură: Reducerea activitatii de exploatare a carbunelui si de producere a energiei electrice

2. Descrierea detaliată a măsurii: Reducerea activitatii de exploatare a carbunelui prin:

- Incetarea activităţii şi demararea procedurilor de închidere a următoarelor perimetre miniere: Sector Seciuri in mai 2017; Sector Pesteana Sud in mai 2017 ; Sector de subteran Tehomir in mai 2017; Trecerea în conservare a perimetrului minier UMC Husnicioara – 31.12.2018; Cariera Rovinari – 31.12.2019

Reducerea activitatii de producere a energiei electrice prin:- Valorificarea Termocentralei Chiscani prin vanzare prin licitatie publica cu strigare in anul

2017;

3. Necesitatea tehnică și/sau organizatorică a aplicării măsurii:- scaderea volumului productiei ca urmare a scaderii la nivel national a cererii si consumului de

energie electrica;- oprirea activitatii de productie la subteran;- necesitatea reducerii cheltuielilor privind activitatea in subteran;- corelarea dimensionarii numarului de personal necesar activitatii cu volumul productiei.

4. Termen de începere a aplicării măsurii:20175. Termen de finalizare a măsurii: 20206. Responsabil: Directorul Direcţiei Energie, Directorii Sucursalelor Energetice, Directorul Direcţiei

Miniere, Directorul ELCFU Motru si Directorii Exploatărilor Miniere7. Fundamentarea efortului financiar și a eficienţei măsurii:

Efort financiar necesar: plati compensatorii: conform Plan de disponibilizare Surse de finanţare: surse proprii, prevazute in BVC Efecte economico-financiare:


Reducere cheltuieli in anul respectiv mii lei -13.669 -10.115 -10.142 -10.798



70

Anexa nr. 10

POLITICA INVESTIŢIONALĂ

I. Consideraţii generale

Pentru viabilizarea financiara a companiei, Directoratul si-a asumat elaborarea unui plan de eficientizare, reorganizare si restructurare. Pentru continuarea activităţi pe bază de eficienţă, multe din masurile incluse în plan coroborat cu termenele pentru conformare la legislaţia de mediu este imperios necesar alocarea de resurse financiare (CAPEX). Aceasta alocare s-a realizat pe grade de prioritizare a investiţiilor după cum se va mai prezenta în continuare.

II. Performanţa financiară realizată de către sucursalele energeticeÎn prezent compania are în portofoliu patru termocentrale ce au în componenţă următoarele grupuri

energetice clasificate în baza ordinului de merit pe baza consumului specific:

Termocentrala Grup nr.Consum

specific brut gcc/kWh

Servicii de sistem Obs.

ROVINARI

4 311,46 RTL/RTR, BRS banda de 40MW

A pornit in decembrie dupa modernizare. Îndeplineşte condiţiile de mediu.


Îndeplineşte condiţiile de mediu.



5 351,46 RTL/RTR, BRS banda de 30MW Este oprit pentru reabilitare.

TURCENI





7 345.97 RTL/RTR, BRS banda de 30MW





Nu îndeplineşte condiţiile de mediu.

IȘALNIŢA





71

CRAIOVA

2 338,88 RTL/RTR Îndeplineşte condiţiile de mediu. Cogenerare.

1 341,23 RTL/RTR Îndeplineşte condiţiile de mediu. Cogenerare.

Costul de producţie în perioada 2013 – 2016 pe sucursalele energetice a fost următorul:

Anul 2013Explicaţii U.M. CE OLTENIA SE Rovinari SE Turceni SE Craiova II SE Ișalniţa

Cantitatea de energie electrica livrata MWh 10,730,197 4,371,282 4,141,590 777,645 1,439,680Necesar certificate CO2, din care: lei 210,801,679 80,526,683 78,245,236 21,020,078 31,009,683 - achizitionate lei 47,056,903 18,125,962 17,602,431 4,911,880 6,416,631 -provizionate lei 163,744,776 62,400,721 60,642,805 16,108,198 24,593,052

Cost mediu energie electrica cu necesarul de CO2, din care: lei/MWh 218.99 194.50 222.62 197.56 253.01 -cost mediu energie electrica lei/MWh 199.34 176.08 203.73 170.53 231.47 -cheltuiala cu CO2 in costul de productie energie electrica lei/MWh 19.65 18.42 18.89 27.03 21.54

Anul 2014Explicaţii U.M. CE OLTENIA SE Rovinari SE Turceni SE Craiova II SE Ișalniţa

Cantitatea de energie electrica livrata MWh

12,137,267 4,594,493 4,620,264 856,418 2,066,092

Necesar certificate CO2, din care: lei

354,654,020 126,849,662 126,818,861 32,869,560 68,115,937

- achizitionate lei258,587,253 92,703,432 93,270,283 24,518,946 48,094,592

-provizionate lei96,066,767 34,146,230 33,548,578 8,350,614 20,021,345

Cost mediu energie electrica cu necesarul de CO2, din care: lei/MWh

208.03 175.17 207.44 192.48 211.59

-cost mediu energie electrica lei/MWh

178.81 147.56 179.99 154.10 178.62

-cheltuiala cu CO2 in costul de productie energie electrica lei/MWh

29.22 27.61 27.45 38.38 32.97

Anul 2015 Explicaţii U.M. CE OLTENIA SE Rovinari SE Turceni SE Craiova II SE Ișalniţa

Cantitatea de energie electrica livrata MWh

13,668,367 5,649,610 4,555,228 924,628 2,538,901

Necesar certificate CO2, din care: lei

481,343,755 193,773,915 154,169,579 43,735,585 89,664,677

- achizitionate lei201,629,920 83,151,315 64,038,156 17,954,942 36,485,507

-provizionate lei279,713,835 110,622,600 90,131,423 25,780,643 53,179,170

Cost mediu energie electrica cu necesarul de lei/MWh

188.32 160.10 183.38 182.41 194.65

72

Explicaţii U.M. CE OLTENIA SE Rovinari SE Turceni SE Craiova II SE IșalniţaCO2, din care: -cost mediu energie electrica lei/MWh

153.10 125.80 149.54 135.11 159.33

-cheltuiala cu CO2 in costul de productie energie electrica lei/MWh

35.22 34.30 33.84 47.30 35.32

Anul 2016

Explicaţii U.M. CE OLTENIA SE Rovinari SE Turceni SE Craiova II SE IșalniţaCantitatea de energie electrica livrata MWh 12.289.024 5.635.811 4.056.035 927.595 1.669.583

Necesar estimativ certificate CO2, din care: lei 337.959.431 145.971.857 109.160.786 35.187.075 47.639.714

- achizitionate lei 102.124.739 44.928.442 33.100.927 10.726.125 13.369.244 -provizionate lei 235.834.693 101.043.414 76.059.858 24.460.950 34.270.470Cost mediu energie electrica estimat cu necesarul de CO2, din care:

lei/MWh 195,22 156,93 197,64 218,23 225,89

-cost mediu energie electrica lei/MWh 167,72 131,03 170,73 180,30 197,36 -cheltuiala estimata cu CO2 in costul de productie energie electrica

lei/MWh 27,50 25,90 26,91 37,93 28,53

III. Politica investiţională - prioritizare

Datorită situaţiei financiare determinată în principal de evoluţia impredictibilă a pieţei de energie (cantitate, preţ de vânzare, costul cu certificatele de CO2), a gradului de îndatorare mare al companiei, compania trebuie sa-şi dimensioneze resursele investiţionale numai pe cash-ul generat de către companie.

In acest sens politica investiţională se bazează pe următoarele principii:

a) suportabilitate – reprezintă capacitatea companiei de a asigura fondurile necesare realizării obiectivului de investiţii în orizontul de timp aferent, conform estimărilor;

b) sustenabilitate – reprezintă posibilitatea companiei de a achita obligaţiile de plată asumate în perioada implementării obiectivului de investiţii, evaluată ca sumă a fluxurilor anuale. Pentru ca un obiectiv de investiţii să fie considerat sustenabil financiar, fluxul financiar înregistrat în fiecare an trebuie să fie pozitiv. Sustenabilitatea proiectului propus va fi evaluată şi din punctul de vedere al încadrării obiectivului în politicile, sectoriale sau regionale.

c) atragerea de fonduri din Planul Naţional de Investiţii. Compania doreşte ca sa implementeze acele investiţii pentru care se pot rambursa cheltuielile realizate din PNI.

Având în vedere principiile enunţate anterior, la nivelul societăţii, pentru activitatea energetică sunt stabilite trei grade de prioritizare a realizării investiţiilor, respectiv:

Gradul I de prioritizare, care cuprinde cheltuieli pentru:- Menţinerea siguranţei în funcţionare cu respectarea condiţiilor de mediu a

capacităţilor de producţie;- Supraînălţarea depozitelor de zgură şi cenuşă din cadrul sucursalelor energetice;- Realizarea investiţiilor în vederea conformării la termenele şi limitele de emisii

impuse de legislaţia europeană;- Investiţiile în continuare pentru care există contracte încheiate.

73

Gradul II de prioritizare, care cuprinde cheltuieli pentru rambursarea creditelor contractate pentru realizarea investiţiilor în vederea conformării la termenele şi limitele de emisii impuse de legislaţia europeană, precum şi pentru realizarea lucrărilor de reabilitare şi modernizare a grupurilor energetice.

Gradul III de prioritizare, care cuprinde cheltuieli pentru realizarea unor lucrări noi de modernizare a grupurilor energetice (în principal din PNI), precum şi pentru eficientizarea activităţii de producţie.Având la bază necesarele privind activitatea de investiţii transmise de sucursalele energetice şi ţinând

cont de gradele de prioritizare menţionate anterior a fost întocmit programul multianual de investiţii 2016 – 2020 (anexa nr. 1).

IV. Concluzii

Finanţarea investiţiilor, prevăzute a se realiza în perioada 2016 – 2020, se va face integral din surse proprii constituite la nivelul societăţii (conform balantei de resurse nevoi ataşată – anexa nr. 2), numai în anul 2016 pe lângă sursele proprii se va utiliza şi valoarea creditelor deja contractate în anii anteriori.

După cum se poate observa din Anexa 1, compania işi propune sa investească mai mult in termocentralele performante, iar in celelalte doar pentru menţinerea lor in funcţiune cu costuri minimale, ţinând cont de ipotezele de dimensionare a capacităţilor de producţie prezentate în planul de eficientizare, reorganizare si restructurare. Aceste cheltuieli investiţionale vor fi monitorizate si dimensionate în funcţie de capacitatea de generare a lor de către companie.

Anexa nr. 11

74

PROGRAM INVESTIŢII PENTRU PERIOADA 2017 ÷ 2020Mii Lei

Nr. crt.

SPECIFICATIE Total 2017-2020 2017 2018 2019 2020

1 2 3=4+...+ 7 4 5 6 7 TOTAL GENERAL, din care: 2.753.285 655.321 688.219 729.158 680.587

Rovinari 1.238.600 224.257 331.092 338.112 345.139 Turceni 415.729 95.873 102.556 133.150 84.150 Işalniţa 285.179 91.833 49.802 70.452 73.092 Craiova II 144.722 35.983 37.075 38.382 33.282 Divizia Miniera 636.673 200.000 160.579 139.036 137.058 Executiv CEO 17.700 3.000 3.000 6.350 5.350 Chiscani 535 535 0 0 0 ELCFU Motru 14.148 3.840 4.116 3.676 2.516I INVESTITII IN CONTINUARE - Total, din care: 1.542.787 331.532 399.148 432.700 379.406I Rovinari 688.314 72.400 182.610 224.310 208.994

1 Depozit nou de zgura si cenusa Garla realizat in solutia de slam dens. 23.230 7.000 6.510 6.210 3.510

2 Instalatii de desulfurare a gazelor de ardere la blocurile 3,4,5 si 6. 138.850 3.400 32.000 60.600 42.850

3 Reabilitarea şi modernizarea blocului energetic nr.4 de 330 MW, lignit 400 400 0 0 0

4 Reabilitarea şi modernizarea blocului energetic nr.5 de 330 MW, lignit 492.634 50.000 140.000 140.000 162.634

5 Bloc energetic nou de 500 MW 100 100 0 0 06 Modernizare cameră de comandă electrică 6.600 2.500 4.100 0 07 Reabilitare şi modernizare turn de răcire nr.3 14.000 0 0 14.000 08 Treaptă biologică de epurare a apelor menajere 3.500 0 0 3.500 09 Instalatie de Nox Bl. Nr. 6 9.000 9.000 0 0 0I Turceni 156.122 26.655 43.760 60.354 25.3541 CTE Turceni etapa a-II-a. 0 0 0 0 0

2 Supraînăltare depozit de zgură şi cenuşă Valea Ceplea între cotele 195-215 mdMN. 5 5 0 0 0

3Solutii pentru evacuarea, transportul şi depozitarea deseurilor rezultate în urma procesului de ardere a cărbunelui în cazanele grupurilor energetice.

18.662 2.600 5.354 5.354 5.354

4 Montare instalatii de desulfurare gaze arse la blocurile energetice 3,4,5,6. 0 0 0 0 0

5Modernizare electrofiltru grup energetic nr.7 în vederea reducerii emisiilor de praf la coş si racordare canale de gaze arse gr.energetic 7 la FGD grup energetic nr. 6.

0 0 0 0 0

6 Menţinerea capacităţii de funcţionare a termocentralei Turceni 19.800 4.800 5.000 5.000 5.000

7 Reabilitare şi modernizare grupuri energetice nr.3 şi 6 de 330 MW. 93.406 10.000 33.406 50.000 0

8 Amenajare rau Jiu in zona CTE Turceni pentru alimentarea cu apa si CHE 250 250 0 0 0

9 Reducerea emisiilor de Nox si pulberi de praf la grupurile energetice nr.4 si 5 24.000 9.000 15.000

I Işalniţa 47.215 25.215 7.000 7.000 8.000

1 Marirea stabilitatii depozitului de zgura si cenusa mal drept si mal sting Jiu S.E. Isalnita folosind tehnologia de fluid dens 23.515 1.515 7.000 7.000 8.000

2 Reabilitare şi modernizare bloc energetic nr. 7 lignit SE Işalniţa 23.700 23.700 0 0 0I Craiova II 25.959 14.759 6.200 3.000 2.0001 Instalatie comuna de desulfurare bloc 1 si 2, S.E. Craiova II 450 450 0 0 0

2 Marirea stabilitatii depozitului de zgura si cenusa Valea Manastiri folosind tehnologia fluidului autointaritor de zgura si cenusa 5.350 350 0 3.000 2.000

75

Nr. crt.


1 2 3=4+...+ 7 4 5 6 7

3Capacitati noi de productie a energiei termice pe gaze naturale in cadrul S.E. Craiova II etapa CT pacura in vederea asigurarii agentului termic ca urmare inchiderii IMA 2;3 si 4

14.809 9.809 5.000 0 0

4 Modernizare Staţia Electrică 110 KV 2.250 2.250 0 0 0

5

Modernizare termoficare urbană prin înlocuirea şi modificarea traseului conductelor de agent termic primar aferente Magistralei II.1 zona Str. Matei Basarab, pentru creşterea siguranţei în funcţionare

1.200 0 1.200 0 0

6 Modernizare linii acţionare MVC 75 t/h 1.900 1.900 0 0 0I Divizia Miniera 623.027 192.354 158.579 137.036 135.058

I.1 Sucursala Miniera Rosia-Rovinari 280.875 86.317 66.534 64.952 63.072

1 Deschiderea şi punerea în exploatare a Carierei Roşia de Jiu la o capacitate de 8000 mii tone / an lignit 123.793 42.982 27.607 27.318 25.886

2 Deschiderea şi punerea în exploatare a rezervelor de lignit din câmpul minier Peşteana Sud 3.745 1.479 773 766 727

3 Lucrări pt. menţinerea şi dezvoltarea capacităţii de producţie la Cariera Peşteana Nord 19.621 7.152 4.256 4.213 4.000

4 Lucrări de explorare Cariera Peşteana Nord I 712 712

5 Deschiderea şi punerea în exploatare a carierei Timişeni Pinoasa, jud. Gorj 62.123 12.153 16.667 16.519 16.784

6 Licenta de exploatare Cariera Tismana I 25.816 9.635 5.158 5.116 5.908

7 Menţinerea capacităţii de producţie de 2400 mii tone/an lignit la cariera Tismana II 31.096 8.700 6.914 7.864 7.618

8 Menţinerea capacităţii de producţie la cariera Gârla, jud.Gorj 6.636 1.504 3.045 1.045 1.042

9 Menţinerea capacităţii de producţie de 1700 mii tone/an lignit la cariera Rovinari-Est, jud. Gorj 7.332 2.000 2.114 2.112 1.107

I.2 Sucursala Miniera Motru- Jilt 342.152 106.037 92.045 72.084 71.986

10 2.1 Deschiderea şi punerea în exploatare a Carierei Roşiuţa la o capacitate de 3000 mii tone / an lignit 90.458 31.584 21.505 18.481 18.888

11 2.2 Licenţă de exploatare Cariera Lupoaia 31.708 17.412 14.296 0 0

12 2.3 Deschiderea şi punerea în exploatare a Bazinului Minier Husnicioara la o capacitate de 2200 mii tone / an lignit 41.335 12.285 9.724 9.706 9.620

132.4 Lucrări pentru punerea în funcţiune a capacităţii finale de producţie de 8,5 mil. tone lignit/an, cariera Jilţ Sud Decret 60/1987, HCM 46/1987

78.331 17.641 20.043 20.595 20.052

14 2.5 Deschiderea câmpului minier Tehomir pentru o capacitate de 1,0 mil. tone lignit/an Decret 307/1978 250 250 0 0 0

152.6 Deschiderea şi punerea în exploatare a carierei Jilţ Nord la o capacitate de 4,5mil. tone lignit/an Decret 351/1984, HCM 179/1984

100.071 26.866 26.477 23.301 23.426

I Executiv CEO 2.150 150 1.000 1.000 01 Amenajare unitate balneoclimaterică Săcelu 2.000 0 1.000 1.000 02 Modernizare Reprezentanţa Bucureşti 150 150 0 0 0I Chiscani 0 0 0 0 0 0 I ELCFU Motru 0 0 0 0 0 0 II INVESTITII NOI - Total, din care: 427.245 82.720 69.506 128.723 146.296II Rovinari 152.655 23.400 20.285 35.980 72.990

1 Menţinerea siguranţei în funcţionare cu respectarea condiţiilor de mediu a capacităţilor de producţie aferente SE Rovinari 82.000 22.000 20.000 20.000 20.000

2 Reabilitare şi modernizare maşină de scos cărbune M4a 1.400 1.400 0 0 0

3 Reabilitarea şi modernizarea blocului energetic nr.3 de 330 MW, lignit 50.000 0 0 0 50.000

4 Instalatie de Nox Bl. Nr.4 13.000 0 0 13.000 05 Reabilitarea si modernizarea KSS 02( parte mecanica + electrica) 2.800 0 0 2.800 0

76

Nr. crt.


1 2 3=4+...+ 7 4 5 6 7

6

Modernizare Trafo de putere ( T 103 - T 104 sistem protectie numerica;Trafo T 103 - T 104 dulap masura ;Trafo T 104 - intrerupator 110 Kv SF 6 ; Trafo de curent;Trafo 40 MVA-comutatori ploturi

465 0 285 180 0

7 Modernizare banda transportoare B2a, T401 2.990 0 0 0 2.990II Turceni 105.000 31.000 20.000 34.000 20.000

1 Menţinerea siguranţei în funcţionare cu respectarea condiţiilor de mediu a capacităţilor de producţie aferente SE Turceni 82.000 22.000 20.000 20.000 20.000

2 Reducerea emisiilor de oxizi de azot la cazanul 3 de 1035 t/h 14.000 0 0 14.000 03 Reducerea emisiilor de oxizi de azot la cazanul 7 de 1035 t/h 9.000 9.000 0 0 0

II Işalniţa 78.730 13.460 8.060 28.710 28.500

1 Menţinerea siguranţei în funcţionare şi respectarea condiţiilor de mediu a capacităţilor de producţie din cadrul S.E. Işalniţa. 27.467 9.467 6.000 6.000 6.000

30 Reducerea emisiilor de NOx la blocul nr. 7, SE Isalnita 30.000 0 0 15.000 15.000

3 Reabilitare şi modernizare sisteme de protecţii transformatoare servicii generale 600 0 600 0 0

4 Modernizare sistem curatire tevi TPA bloc 7, S.E. Isalnita 760 0 760 0 05 Montare întrerupător la borne generator nr. 7 SE Işalniţa 3.500 0 0 3.500 06 Realizare retea apa potabila - S.E. Isalnita 700 0 700 0 07 Modernizare automatizare gospodarie de carbune 3.993 3.993 0 0 0

8 Reabilitare microclimat industrial statii 6-0,4kV Bloc nr. 7 si 8 S.E. Isalnita 2.210 0 0 2.210 0

9 Instalaţie reglaj şi optimizare ardere blocuri 7 2.000 0 0 2.000 010 Modernizare pompe vid condesator bloc 7 SE Işalniţa 5.000 0 0 0 5.000

11 Modernizare gospodărie de cărbune. Circuite benzi aferente staţiei de descărcare nr. 3 SE Işalniţa 2.500 0 0 0 2.500

II Craiova II 66.300 8.150 17.050 22.600 18.5001 Reabilitare si modernizare turn de racire nr.1 2.180 80 0 2.100 0

2 Menţinerea siguranţei în funcţionare cu respectarea condiţiilor de mediu a capacităţilor de producţie aferente S.E.Craiova II 26.000 8.000 6.000 6.000 6.000

3 Cresterea eficientei si a sigurantei in functionare a instalatiei de pompare a apei in reteaua de termoficare 5.000 0 0 2.500 2.500

4 Modernizare sistem de racire condensator bloc 1 S.E. Craiova II 13.000 0 6.500 6.500 05 Modernizare circuite abur RA,RB cazan 525t/h bloc nr.1 10.500 0 0 500 10.000

6 Modernizare sistem reducere emisii de oxizi de azot (NOx) la valori mai mici de 200 mg/Nm3 5.200 0 200 5.000 0

7 Modernizare linie actionare nr.2 electropompa de alimentare aferenta grupului energetic nr.1 4.420 70 4.350

II Divizia Miniera 2.500 2.500 0 0 01 RK E 04 Lupoaia 2.500 2.500 0 0 0

II Executiv CEO 8.000 0 0 4.000 4.000

1 Sistem informatic integrat de monitorizare şi control managerial al activităţilor 8.000 0 0 4.000 4.000

II Chiscani 520 520 0 0 0

1 Asigurarea cu apă brută a circuitelor de stins incendiu la SE Chişcani 520 520 0 0 0

II ELCFU Motru 13.540 3.690 4.111 3.433 2.306

1 Menţinerea siguranţei în funcţionare cu respectarea condiţiilor de mediu a capacităţilor de producţie aferente ELCFU Motru 13.540 3.690 4.111 3.433 2.306

III

ALTE CHELTUIELI DE INVESTITII - Total, din care: 36.731 11.873 7.955 7.543 9.360Rovinari 7.050 1.200 1.950 1.950 1.950Turceni 4.869 519 1.450 1.450 1.450Işalniţa 4.102 1.427 275 275 2.125

Craiova II 1.392 567 275 275 275Divizia Miniera 11.146 5.146 2.000 2.000 2.000

Executiv CEO 7.550 2.850 2.000 1.350 1.350Chiscani 15 15 0 0 0

77

Nr. crt.


1 2 3=4+...+ 7 4 5 6 7ELCFU Motru 608 150 5 243 210

a)

achiziţii de imobile 0 0 0 0 0Rovinari 0 0 0 0 0Turceni 0 0 0 0 0Işalniţa 0 0 0 0 0

Craiova II 0 0 0 0 0Divizia Miniera 0 0 0 0 0Executiv CEO 0 0 0 0 0

Chiscani 0 0 0 0 0ELCFU Motru 0 0 0 0 0

b)

dotări independente 24.158 6.200 5.655 5.243 7.060Rovinari 4.100 500 1.200 1.200 1.200Turceni 4.119 519 1.200 1.200 1.200Işalniţa 3.700 1.400 150 150 2.000

Craiova II 942 492 150 150 150Divizia Miniera 6.890 2.390 1.500 1.500 1.500Executiv CEO 3.800 750 1.450 800 800


c)

cheltuieli pentru elaborarea studiilor de prefezabilitate, a studiilor de fezabilitate şi a altor studii aferente obiectivelor de investiţii 2.383 433 650 650 650

Rovinari 850 250 200 200 200Turceni 600 0 200 200 200Işalniţa 300 0 100 100 100



d)

cheltuielile de expertiza, proiectare şi de execuţie privind consolidările şi intervenţiile pentru prevenirea sau înlăturarea efectelor produse de acţiuni accidentale şi calamitaţi naturale

1.900 400 500 500 500

Rovinari 1.900 400 500 500 500Turceni 0 0 0 0 0Işalniţa 0 0 0 0 0



e)

lucrări de foraj, cartarea terenului, fotogrammetrie, determinări seismologice, consultanţa, asistenta tehnica şi alte cheltuieli asimilate investiţiilor, potrivit legii

8.290 4.840 1.150 1.150 1.150

Rovinari 200 50 50 50 50Turceni 150 0 50 50 50Işalniţa 102 27 25 25 25

Craiova II 100 25 25 25 25Divizia Miniera 4.256 2.756 500 500 500Executiv CEO 3.482 1.982 500 500 500


IV

Rambursare rate credit 746.523 229.196 211.610 160.192 145.525Rovinari 390.581 127.257 126.247 75.872 61.205Turceni 149.738 37.700 37.346 37.346 37.346Işalniţa 155.132 51.731 34.467 34.467 34.467

Craiova II 51.072 12.508 13.550 12.507 12.507Divizia Miniera 0 0 0 0 0

78

Nr. crt.


1 2 3=4+...+ 7 4 5 6 7Executiv CEO 0 0 0 0 0


Anexa nr. 12

BALANTA DE RESURSE NEVOI 2017-2020

Mii lei79

SPECIFICATIE 2017 2018 2019 2020Total

2017÷2020

I. INTRARI DE CAPITAL CEO (=1+...+8) 1.422.320 615.608 565.564 592.684 3.196.176

Rovinari 171.486 181.091 184.751 224.881 762.209Turceni 193.040 158.637 121.457 124.991 598.125Işalniţa 78.669 63.782 61.782 60.254 264.487Craiova II 70.113 59.502 57.194 56.243 243.052Divizia Miniera 142.372 147.630 134.816 123.210 548.028Executiv CEO 3.877 2.425 3.178 908 10.388Chiscani 100 100 100 100 400ELCFU Motru 2.663 2.441 2.286 2.097 9.487Economii CEO din anii anteriori (amortizare) 760.000 760.0001.Profit net repartizat pt. investitii CEO [An 2012] 2.450 1.150 1.989 5.589Rovinari Turceni Işalniţa Craiova II Divizia Miniera Executiv CEO 2.450 1.150 1.989 5.589Chiscani ELCFU Motru 2. Amortizare CEO 610.082 576.642 523.822 538.395 2.248.941Rovinari 140.260 153.270 157.493 188.537 639.560Turceni 193.040 153.637 113.957 112.491 573.125Işalniţa 65.000 63.309 61.309 59.309 248.927Craiova II 70.113 59.502 57.194 56.243 243.052Divizia Miniera 137.479 143.108 130.294 118.710 529.591Executiv CEO 1.427 1.275 1.189 908 4.799Chiscani 100 100 100 100 400ELCFU Motru 2.663 2.441 2.286 2.097 9.4873. Economii din anii anteriori (amortizare) 760.000 760.000Rovinari Turceni Işalniţa Craiova II Divizia Miniera Executiv CEO Chiscani ELCFU Motru 4. Cotă dezvoltare HG 765/1994 CEO 4.893 4.522 4.522 4.500 18.437Rovinari Turceni Işalniţa Craiova II Divizia Miniera 4.893 4.522 4.522 4.500 18.437Executiv CEO Chiscani ELCFU Motru 5.Credite CEO Rovinari Turceni Işalniţa Craiova II Divizia Miniera Executiv CEO

80


2017÷2020

Chiscani ELCFU Motru 6. Alocatii bugetare/FEDR CEO Rovinari Turceni Işalniţa Craiova II Divizia Miniera Executiv CEO Chiscani ELCFU Motru 7. Alte resurse , PNI CEO 44.895 33.294 35.231 49.789 163.209Rovinari 31.226 27.821 27.258 36.344 122.649Turceni 5.000 7.500 12.500 25.000Işalniţa 13.669 473 473 945 15.560Craiova II Divizia Miniera Executiv CEO Chiscani ELCFU Motru 8. IPO CEO Rovinari Turceni Işalniţa Craiova II Divizia Miniera Executiv CEO Chiscani ELCFU Motru II. IESIRI DE CAPITAL CEO (=1+2) 655.321 688.219 729.158 680.587 2.753.285Rovinari 224.257 331.092 338.112 345.139 1.238.600Turceni 95.873 102.556 133.150 84.150 415.729Işalniţa 91.833 49.802 70.452 73.092 285.179Craiova II 35.983 37.075 38.382 33.282 144.722Divizia Miniera 200.000 160.579 139.036 137.058 636.673Executiv CEO 3.000 3.000 6.350 5.350 17.700Chiscani 535 535ELCFU Motru 3.840 4.116 3.676 2.516 14.148 1.Cheltuieli directe de investitie CEO 426.125 476.609 568.966 535.062 2.006.762Rovinari 97.000 204.845 262.240 283.934 848.019Turceni 58.173 65.210 95.804 46.804 265.991Işalniţa 40.102 15.335 35.985 38.625 130.047Craiova II 23.475 23.525 25.875 20.775 93.650Divizia Miniera 200.000 160.579 139.036 137.058 636.673Executiv CEO 3.000 3.000 6.350 5.350 17.700Chiscani 535 535ELCFU Motru 3.840 4.116 3.676 2.516 14.1481.1. Din care surse proprii: 426.125 476.609 568.966 535.062 2.006.762Rovinari 97.000 204.845 262.240 283.934 848.019Turceni 58.173 65.210 95.804 46.804 265.991Işalniţa 40.102 15.335 35.985 38.625 130.047Craiova II 23.475 23.525 25.875 20.775 93.650Divizia Miniera 200.000 160.579 139.036 137.058 636.673Executiv CEO 3.000 3.000 6.350 5.350 17.700

81


2017÷2020

Chiscani 535 535ELCFU Motru 3.840 4.116 3.676 2.516 14.1482. Rambursari (rate) credite CEO 229.196 211.610 160.192 145.525 746.523Rovinari 127.257 126.247 75.872 61.205 390.581Turceni 37.700 37.346 37.346 37.346 149.738Işalniţa 51.731 34.467 34.467 34.467 155.132Craiova II 12.508 13.550 12.507 12.507 51.072Divizia Miniera 3. Total iesiri Surse Porprii (1.1+2) CEO 655.321 688.219 729.158 680.587 2.753.285Rovinari 224.257 331.092 338.112 345.139 1.238.600Turceni 95.873 102.556 133.150 84.150 415.729Işalniţa 91.833 49.802 70.452 73.092 285.179Craiova II 35.983 37.075 38.382 33.282 144.722Divizia Miniera 200.000 160.579 139.036 137.058 636.673Executiv CEO 3.000 3.000 6.350 5.350 17.700Chiscani 535 535ELCFU Motru 3.840 4.116 3.676 2.516 14.148III. BALANTA RESURSE-NEVOI CEO (=I -II) 766.999 -72.611 -163.594 -87.903 442.891Rovinari -52.771 -150.001 -153.361 -120.258 -476.391Turceni 97.167 56.082 -11.693 40.841 182.397Işalniţa -13.164 13.980 -8.670 -12.838 -20.692Craiova II 34.130 22.427 18.812 22.961 98.330Divizia Miniera -57.628 -12.949 -4.220 -13.848 -88.645Executiv CEO 877 -575 -3.172 -4.442 -7.312Chiscani -435 100 100 100 -135ELCFU Motru -1.177 -1.675 -1.390 -419 -4.661Economii CEO din anii anteriori (amortizare) 760.000 760.000IV.BALANTA RESURSE NEVOI CUMULATA 766.999 694.388 530.794 442.891

82

Documents

PLAN DE RESTRUCTURARE, REORGANIZARE și ... AGEA 13... · Web viewOMV PETROM 850 4,7% Notă: În România, spre deosebire de alte state din Europa, producătorii sunt împărțiți