CNTEE TRANSELECTRICA SA
Societate administrată în sistem dualist
Situații Financiare Consolidate
la data și pentru exercițiul financiar încheiat la
31 decembrie 2021
Întocmite în conformitate cu
Ordinul Ministrului Finanţelor Publice nr. 2844/2016
cu modificările şi completările ulterioare
pentru aprobarea Reglementărilor contabile
conforme cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIȚEI FINANCIARE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
2
Nota
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale
5
3.881.441
3.636.262
Imobilizări af. drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri
6
32.690
37.773
Imobilizări necorporale
7
7.404
7.310
Imobilizări financiare
36.340
36.340
Total active imobilizate
3.957.875
3.717.685
Active circulante
Stocuri
8
48.681
47.640
Creanțe comerciale și alte creanțe
9
2.985.893
854.250
Impozit pe profit de recuperat
18
21.112
1.248
Alte active financiare
1
1
-
-
Numerar și echivalente de numerar
10
264.656
569.847
Total active circulante
3.320.342
1.472.985
Total active
7.278.217
5.190.670
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social
733.031
733.031
Prima de emisiune
49.843
49.843
Rezerve legale
137.927
137.833
Rezerve din reevaluare
801.800
872.379
Alte rezerve
31.186
17.482
Rezultatul reportat
1.631.074
1.614.444
Total capitaluri proprii atibuibile proprietarilor Grupului
12
3.384.861
3.425.012
Interese minoritare
27
-
-
Total capitaluri proprii
3.384.861
3.425.012
Datorii pe termen lung
Venituri în avans pe termen lung
13
443.437
352.029
Împrumuturi pe termen lung
14
79.455
101.671
Alte î mprumuturi și datorii asimilate- Leasing clădire-termen lung
16
24.656
30.532
Datorii privind impozitele amânate
18
120.927
126.852
Obligații privind beneficiile angajaților
15
75.272
87.200
Total datorii pe termen lung
743.747
698.284
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A POZIȚEI FINANCIARE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
3
Nota
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Datorii curente
Datorii comerciale și alte datorii
16
3.007.137
878.850
Alte împrumuturi și datorii asimilate - Leasing clădire- termen scurt
16
8.966
7.417
Alte impozite și obligații pentru asigurări sociale
20
20.527
25.052
Împrumuturi pe termen scurt
14
27.579
33.574
Provizioane
17
53.662
93.011
Venituri în avans pe termen scurt
13
31.738
29.393
Impozit pe profit de plată
18
-
77
Total datorii curente
3.149.609
1.067.374
Total datorii
3.893.356
1.765.658
Total capitaluri proprii și datorii
7.278.217
5.190.670
Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 17 martie 2022:
Directorat,
Gabriel ANDRONACHE
Ștefăniță MUNTEANU
Cătălin-Constantin
NADOLU
Marius-Viorel
STANCIU
Florin-Cristian
TĂTARU
Președinte Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Ana-Iuliana DINU
Director Unitatea Economică și Financiar Administrativă
Cristiana Zîrnovan
Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A CONTULUI DE PROFIT ȘI PIERDERE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
4
Nota
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Venituri din exploatare
Venituri din serviciul de transport
1.252.286
1.035.250
Venituri din servicii de sistem
623.720
795.026
Venituri privind piața de echilibrare
1.822.564
494.999
Alte venituri
85.432
67.626
Total venituri din exploatare
21
3.784.002
2.392.901
Cheltuieli din exploatare
Cheltuieli pentru operarea sistemului
22
( 576.409 )
( 309.846 )
Cheltuieli privind piața de echilibrare
22
( 1.809.588 )
( 494.999 )
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice
22
( 609.608 )
( 566.016 )
Amortizare
( 283.791 )
( 274.917 )
Cheltuieli cu personalul
23
( 317.510 )
( 338.889 )
Reparații și mentenață
( 60.288 )
( 75.971 )
Cheltuieli cu materiale și consumabile
( 31.316 )
( 26.700 )
Alte cheltuieli din exploatare
24
( 84.003 )
( 129.253 )
Total cheltuieli din exploatare
( 3.772.513 )
( 2.216.591 )
Rezultat din exploatare
11.489
176.310
Venituri financiare
6.669
10.083
Cheltuieli financiare
( 15.898 )
( 15.354 )
Rezultat financiar net
25
( 9.229 )
( 5.271 )
Rezultat înainte de impozitul pe profit
2.260
171.039
Impozit pe profit
( 956 )
( 29.138 )
Rezultatul exercițiului din operațiuni continue
1.304
141.901
REZULTATUL EXERCITIULUI
Atribuibil:
Proprietarilor Grupului
1.304
142.668
Intereselor Minoritare
-
( 767 )
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei/acțiune)
19
0,02
1,94
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A CONTULUI DE PROFIT ȘI PIERDERE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
5
Nota
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Rezultatul exercițiului
Alte elemente ale rezultatului global
Elemente care nu vor fi reclasificate în contul de profit și pierdere, din care:
- Efectele impozitării aferente rezervei din reevaluare
-
-
- Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale
-
( 1.069 )
- Pierdere actuarială aferentă planului de beneficii determinate
9.382
419
Alte elemente ale rezultatului global (AERG)
9.382
( 650 )
Rezultatul global total
10.686
141.251
Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 17 martie 2022:
Directorat,
Gabriel ANDRONACHE
Ștefăniță MUNTEANU
Cătălin-Constantin
NADOLU
Marius-Viorel
STANCIU
Florin-Cristian
TĂTARU
Președinte Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Ana-Iuliana DINU
Director Unitatea Economică și Financiar Administrativă
Cristiana Zîrnovan
Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCIȚIUL FINANCIAR ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
6
Capital Social
Prima de emisiune
Rezerve Legale
Rezerve din reevaluare
Alte rezerve
Rezultatul reportat
Atribuibil grupului
Interese minoritare
Total
Sold la 1 Ianuarie 2021
733.031
49.843
137.833
872.379
17.482
1.614.444
3.425.012
-
3.425.012
Rezultatul global al periodei
Rezultatul exerciţiului
-
-
-
-
-
1.304
1.304
-
1.304
Alte elemente ale rezultatului global
Recunoaşterea pierderii/profit actuarial aferent planului de beneficii
-
-
-
-
-
9.382
9.382
-
9.382
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Datoria privind impozitul amânat aferent rezervei din reevaluare
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Total alte elemente ale rezultatului global
-
-
-
-
-
9.382
9.382
-
9.382
Total rezultat global al perioadei
-
-
-
-
-
10.686
10.686
-
10.686
Majorarea rezervei legale
-
-
94
-
-
( 94 )
-
-
-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat
-
-
-
( 70.579 )
-
70.579
-
-
-
Interese minoritare
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Alte elemente
-
-
-
-
( 599 )
( 789 )
( 1.388 )
-
( 1.388 )
Total alte elemente
-
-
94
( 70.579 )
( 599 )
69.696
( 1.388 )
-
( 1.388 )
Derecunoaşterea imobilizărilor de natura patrimoniului public prin înregistrarea HG nr. 615, 682 si 683 din 2019 prin care s-a modificat inventarul bunurilor din domeniul public
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Subvenții aferente imobilizărilor de natura patrimoniului public
-
-
-
-
14.303
-
14.303
-
14.303
Alte rezerve
-
-
-
-
-
22
22
-
22
Distribuire dividende
-
-
-
-
-
( 63.774 )
( 63.774 )
-
( 63.774 )
Total tranzacţii cu proprietarii
-
-
-
-
14.303
( 63.752 )
( 49.449 )
-
( 49.449 )
Sold la 31 decembrie 2021
733.031
49.843
137.927
801.800
31.186
1.631.074
3.384.861
-
3.384.861
Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 17 martie 2022:
Directorat,
Gabriel
ANDRONACHE
Ștefăniță
MUNTEANU
Cătălin-Constantin
NADOLU
Marius-Viorel
STANCIU
Florin-Cristian
TĂTARU
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Ana-Iuliana DINU
Director Unitatea Economică și Financiar Administrativă
Cristiana Zîrnovan
Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU EXERCIȚIUL FINANCIAR ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
7
Capital Social
Prima de emisiune
Rezerve Legale
Rezerve din reevaluare
Alte rezerve
Rezultatul reportat
Atribuibil proprietarilor grupului
Interese minoritare
Total
Sold la 1 Ianuarie 2020
733.031
49.843
129.096
955.201
15.813
1.414.339
3.297.323
19.748
3.317.071
Rezultatul global al periodei
Rezultatul exerciţiului
-
-
-
-
-
142.668
142.668
( 767 )
141.901
Alte elemente ale rezultatului global
Recunoaşterea pierderii/profit actuarial aferent planului de beneficii
-
-
-
-
-
419
419
-
419
Surplus din reevaluarea imobilizărilor corporale
-
-
-
( 1.069 )
-
-
( 1.069 )
-
( 1.069 )
Datoria privind impozitul amânat aferent rezervei din reevaluare
-
-
-
534
-
( 534 )
-
-
-
Total alte elemente ale rezultatului global
-
-
-
( 535 )
-
( 115 )
( 650 )
-
( 650 )
Total rezultat global al perioadei
-
-
-
( 535 )
-
142.553
142.018
( 767 )
141.251
Majorarea rezervei legale
-
-
8.737
-
-
( 8.737 )
-
-
-
Transferul rezervelor din reevaluare în rezultatul reportat
-
-
-
( 82.288 )
-
82.288
-
-
-
Interese minoritare provenind din scăderea participaţiei în SMART SA
-
-
-
-
-
18.981
18.981
( 18.981 )
-
Alte elemente
207
207
-
207
Total alte elemente
-
-
8.737
( 82.288 )
-
92.739
19.188
( 18.981 )
207
Derecunoaşterea imobilizărilor de natura patrimoniului public prin înregistrarea HG nr. 615, 682 si 683 din 2019 prin care s-a modificat inventarul bunurilor din domeniul public
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Subvenții aferente imobilizărilor de natura patrimoniului public
-
-
-
-
1.670
-
1.670
-
1.670
Alte rezerve
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Distribuire dividende
-
-
-
-
-
( 35.186 )
( 35.186 )
( 35.186 )
Total tranzacţii cu proprietarii
-
-
-
-
1.670
( 35.186 )
( 33.516 )
-
( 33.516 )
Sold la 31 decembrie 2020
733.031
49.843
137.833
872.379
17.482
1.614.444
3.425.012
-
3.425.012
Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 17 martie 2022:
Directorat,
Gabriel
ANDRONACHE
Ștefăniță
MUNTEANU
Cătălin-Constantin
NADOLU
Marius-Viorel
STANCIU
Florin-Cristian
TĂTARU
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Ana-Iuliana DINU
Director Unitatea Economică și Financiar Administrativă
Cristiana Zîrnovan
Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
8
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
Profit/Pierdere netă
1.304
141.901
Ajustări pentru:
Cheltuiala cu impozitul de profit
956
29.138
Cheltuieli cu amortizarea
283.791
274.992
Cheltuieli cu ajustările pentru deprecierea creanțelor comerciale
16.673
1.369
Venituri din reversarea provizioanele pentru deprecierea creanțelor comerciale
( 4.609 )
( 2.327 )
Pierderi din debitori diverși
347
-
Venituri nete cu ajustările pentru deprecierea debitorilor diverși
10.141
4.364
Cheltuieli nete cu ajustările pentru deprecierea stocurilor
1.780
4.388
Profit/Pierdere din vânzarea de imobilizări corporale, net
529
407
Cheltuieli nete cu ajustările de valoare privid imobilizările corporale
( 13.558 )
8.953
Cheltuieli/Venituri privind provizioanele pentru riscuri și cheltuieli, net
( 44.942 )
28.729
Cheltuieli financiare privind ajustările pentru pierderea de valoare a imobilizărilor
-
-
Cheltuieli cu dobânzile, veniturile din dobânzi și venituri nerealizate din dif de curs valutar
7.677
5.811
Fluxuri de trezorerie înainte de modificările capitalului circulant
260.089
497.725
Modificări în:
Stocuri
186
( 512 )
Clienți și conturi asimilate
( 2.176.952 )
( 151.398 )
Datorii comerciale și alte datorii
2.134.476
295.234
Alte împrumuturi si datorii asimilate - Leasing cladiri
-
31.242
Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale
( 4.525 )
8.259
Venituri in avans
14.904
( 15.276 )
Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare
228.178
665.274
Dobanzi platite
( 4.978 )
( 7.368 )
Impozit pe profit platit
( 23.881 )
( 47.632 )
Numerar net generat din activitatea de exploatare
199.319
610.274
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitii
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale
( 495.323 )
( 377.100 )
Titluri de participare detinute la SELENE CC Societe Anonyme
-
( 242 )
Incasari din finantare nerambursabila CE
93.151
-
Dobanzi incasate
2.684
7.153
Titluri de participare detinute la TSC Net
-
-
Incasari din vanzarea de imobilizari corporale
-
-
Dividende incasate/platite
23
2
Alte active financiare
-
85.000
Numerar net utilizat in activitatea de investitii
( 399.465 )
( 285.187 )
CNTEE TRANSELECTRICA SA
SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE TREZORERIE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
Notele atașate constituie parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
9
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de finantare
Rambursari imprumuturi pe termen lung
( 23.726 )
( 24.858 )
Rambursari imprumuturi pe termen scurt
( 6.157 )
( 24.008 )
Plati leasing cladire
( 11.490 )
( 10.394 )
Dividende platite
( 63.672 )
( 35.610 )
Numerar net utilizat in activitatea de finantare
( 105.045 )
( 94.870 )
Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie
569.847
339.630
Diminuarea neta a numerarului si echivalentelor de numerar
( 305.191 )
230.217
Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul perioadei
264.656
569.847
Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 17 martie 2022:
Directorat,
Gabriel ANDRONACHE
Ștefăniță MUNTEANU
Cătălin-Constantin
NADOLU
Marius-Viorel
STANCIU
Florin-Cristian
TĂTARU
Președinte Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Ana-Iuliana DINU
Director Unitatea Economică și Financiar Administrativă
Cristiana Zîrnovan
Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
10
1. DESCRIEREA ACTIVITAŢII SI INFORMAŢII GENERALE
Principala activitate a CNTEE Transelectrica SA („Compania”) și a filialelor sale (denumite împreună cu Compania, „Grup”) constă în: prestarea serviciului de transport al energiei electrice și a serviciului de sistem, operator al pieței de echilibrare, administrator al schemei de sprijin de tip bonus, alte activități conexe . Aceste activități se desfășoară în conformitate cu prevederile licenței de funcționare nr. 161/2000 emisă de ANRE, actualizată prin Decizia ANRE nr. 758/21.04.2021, a Condițiilor generale asociate licenței aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014, cu modificările și completările ulterioare și a certificării finale a Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergetic Naţional conform modelului de separare a proprietății (”ownership unbundling”) prin Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015.
Adresa sediului social este: Bdul General Gheorghe Magheru nr. 33, București, sectorul 1 . În prezent, activitatea executivului Companiei se desfășoară în cadrul punctului de lucru din Strada Olteni nr. 2 4 sector 3, București , România .
Situațiile financiare consolidate la 31 decembrie 2021 ale Grupului întocmite în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană sunt disponibile la punctul de lucru al Companiei situat în Strada Olteni nr. 2 – 4 sector 3, București.
Începând cu anul 2006, acțiunile Companiei sunt tranzacționate pe Bursa de Valori București sub simbolul TEL.
În conformitate cu Hotărârea Adunării Generale Extraordinară a Acționarilor din data de 18 iulie 2012, Compania a trecut de la sistemul de administrare unitar la sistemul de administrare dualist pentru a realiza separarea clară a activității de management de activitatea de control. Astfel, Compania este administrată de un Directorat, sub supravegherea unui Consiliu de Supraveghere.
Infiinţarea Companiei
În conformitate cu Hotărârea Guvernului („HG”) nr. 627 privind reorganizarea Companiei Naționale de Electricitate - SA („Entitatea predecesoare”), emisă în data de 31 iulie 2000 de către Guvernul României, aceasta a fost divizată în patru entități nou create („Entitățile succesoare”). Acționarul unic al Entităților succesoare a fost Statul Român, prin intermediul Ministerului Economiei („ME”). În urma acestei reorganizări, a fost înființată CNTEE Transelectrica SA, ca societate pe acțiuni și cu principal obiect de activitate transportul, dispecerizarea energiei electrice, organizarea și administrarea pieței de energie electrică.
După cum este prezentat în Nota 12, acționarii CNTEE Transelectrica SA la 31 decembrie 2021 sunt: Statul Român reprezentat prin Secretariatul General al Guvernului care deține un număr de 43.020.309 acțiuni (58,69%), NN Group NV cu un număr de 4.007.688 acțiuni (5,47%), PAVAL HOLDING cu un număr de 4.753.567 acțiuni (6,49%), alți acționari Persoane Juridice cu un număr de 16.172.331 acțiuni (22,05%) și alți acționari Persoane Fizice cu un număr de 5.349.247 acțiuni (7,30%).
În temeiul Ordonanței de Urgenţă a Guvernului (OUG) nr. 68/2019 pentru stabilirea unor măsuri la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative, publicată în Monitorul Oficial nr. 898/06.11.2019, începând cu data de 6 noiembrie 2019, exercitarea drepturilor și îndeplinirea obligațiilor ce decurg din calitatea de acționar a statului la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica SA se realizează de către Secretariatul General al Guvernului.
La data de 14.11.2019, Depozitarul Central S.A. a înregistrat transferul unui număr de 43.020.309 acțiuni (reprezentând 58,69% din capitalul social) emise de CNTEE Transelectrica SA, din contul Statului Român prin Ministerul Economiei în contul Statului Român reprezentat de Guvern prin Secretariatul General la Guvernului, ca urmare a punerii în aplicare a prevederilor Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 68/06.11.2019 privind stabilirea unor măsuri la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative.
Prezentele Situații Financiare Consolidate întocmite la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2021, cuprind situațiile financiare ale Societății mamă și ale filialelor sale Smart SA și Teletrans SA, denumite împreună “Grupul”.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
11
STRUCTURA GRUPULUI
Filialele Grupului care intră în perimetrul de consolidare precum şi procentul acţiunilor deţinute de Companie sunt prezentate în continuare:
Entitatea
Ţara
31 Decembrie 2021
31 Decembrie 2020
de origine
% din acţiuni
% din acţiuni
SMART SA
România
100
100
TELETRANS SA
România
100
100
SMART SA
SMART SA cu sediul social în B-dul Magheru nr. 33 sector 1 București și cu sediul central la punctul de lucru B-dul Gheorghe Șincai nr. 3, Clădirea “Formenerg”, et.1, sector 4 București, are ca obiect principal de activitate efectuarea lucrărilor de mentenanță pentru sistemul de transport-dispecer. A fost înființată prin HG nr. 710/19.07.2001 la data de 1 noiembrie 2001.
Prin decizia Președintelui Consiliului de administrație nr.12375/22.12.2014, în anul 2014, capitalul social al Smart SA a fost majorat cu valoarea terenurilor pentru care s-au obținut certificate de atestare a dreptului de proprietate și a fost introdus acționarul Statul Român. Ulterior aceasta a fost anulată în urma pronunțării de către Curtea de Apel București a sentinței civile nr.835/2019 în Dosarul nr.7763/2/2018.
Prin sentința civilă nr.598/11.06.2020, pronunțată în Dosarul nr.37718/3/2019 de către Tribunalul București, s-a dispus radierea mențiunii 449314/23.12.2014 prin care s-a înregistrat la ONRC Direcția Președintelui Consiliului de administrație nr.12375/22.12.2014 privind majorarea capitalului social și modificarea Actului constitutiv.
În data de 20.11.2020 Filiala SMART SA a înregistrat la Oficiul Registrul Comerțului de pe lângă Tribunalul București modificările cuprinse în sentința civilă nr.598/11.06.2020, cât și modificările Actului Constitutiv aprobate în AGA în data de 25.09.2019 în acord cu sentința civilă nr.835/2019, pronunțată de Curtea de Apel București.
Prin urmare, capitalul social al SMART SA este, la data prezentelor situaţii financiare, în întregime subscris și vărsat de CNTEE Transelectrica SA în calitate de acționar unic.
Filiala SMART SA are ca activitate principală efectuarea de revizii şi reparaţii la aparatură şi echipamente sub tensiune, transformatoare şi autotransformatoare, remedierea incidentelor la instalaţii electrice şi microproducţie de echipamente electrice. Societatea are 8 sucursale fără personalitate juridică, situate în aceleaşi locaţii ca şi unitățile teritoriale ale Transelectrica.
Misiunea pentru care SMART SA a fost înființată a fost și rămâne în continuare, cea de a asigura lucrările de mentenanță preventivă, lucrări speciale și mentenanță corectivă a Reţelei Electrice de Transport (RET) plecând de la obiectivul primordial al Transelectrica: acela de a asigura transportul de energie electrică în rețeaua națională de transport în condiții de siguranță și stabilitate.
Ca și obiective strategice generale, se au în vedere cel puţin următoarele:
Asigurarea disponibilităţii ridicate a activelor din RET
Creşterea flexibilităţii în funcţionare
Diminuarea timpilor de intervenție
Coordonarea serviciilor/lucrărilor de mentenanţă cu programul de retrageri din exploatare al Dispeceratului Energetic Național (DEN).
Capitalul social la 31 decembrie 2021 este de 38.529 mii lei, din care 38.529 subscris și vărsat integral de Companie în calitate de unic acţionar.
TELETRANS SA
Teletrans SA a fost înfiinţată prin Hotărârea AGA nr. 13/04.12.2002 a Transelectrica, în baza Legii nr. 31/1990 şi a Ordinelor Ministerului Industriei şi Comerţului nr. 3098 şi nr. 3101 din data de 23.10.2002.Acţiunile TELETRANS sunt deţinute 100% de către Transelectrica.
În baza Statutului şi a actelor normative aplicabile, Teletrans deține certificatul ANCOM de furnizor de rețele sau de servicii de comunicații electronice din anul 2002(O.U.G. nr. 679/2002), prin care beneficiază de dreptul de a furniza următoarele servicii de comunicații electronice:
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
12
Rețele publice de comunicații electronice (începând cu data de 11.11.2004);
Servicii de comunicații electronice destinate publicului: (i) Servicii de linii închiriate și (ii) Servicii de comunicații electronice, altele decât telefonie și linii închiriate (începând cu data 01.07.2003);
Rețele și servicii private de comunicații electronice (începând cu data de 15.01.2003).
De asemenea, personalul TELETRANS beneficiază de certificări cu relevanță în operarea și administrarea sistemelor IT&C dedicate infrastructurilor critice.
Capitalul social la 31.12.2021 este de 6.874 mii lei (687.443 acţiuni, valoare nominală 10 lei), Transelectrica fiind acţionarul unic. Rezultatele Teletrans sunt consolidate cu rezultatele financiare ale Companiei.
Misiunea Grupului
Misiunea Grupului este asigurarea siguranței și securității în funcționare a Sistemului Energetic Național (SEN), cu respectarea normelor și performanțelor prevăzute de reglementările tehnice în vigoare și prestarea unui serviciu public pentru toți utilizatorii rețelelor electrice de transport, în condiții de transparență, nediscriminare și echidistantă pentru toți participanții la piață.
Alte informaţii legate de activitatea Grupului
Participarea Operatorilor de Transport şi de Sistem (OTS) din Europa în cadrul ENTSO-E este reglementată prin legislaţia europeană în vigoare (Regulamentul 943/2019 privind piața internă de energie electrică (reformare a Regulamentului 714/2009 privind condiţiile de acces la reţea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică)): „Toţi operatorii de transport și de sistem cooperează la nivel comunitar prin intermediul ENTSO-E de energie electrică, în scopul promovării finalizării și funcţionării pieţei interne a energiei electrice și a comerţului interzonal, precum și în scopul asigurării unei gestionări optime, a unei exploatări coordonate și a unei evoluţii tehnice sănătoase a reţelei europene de transport de energie electrică.”
Calitatea de membru în ENTSO-E a Companiei reprezintă o condiţie esenţială pentru accesul la procesul decizional privind strategia şi legislaţia europeană în domeniu şi pentru apărarea şi susţinerea intereselor Companiei în cadrul activităţilor/proiectelor derulate la nivelul asociaţiei si a Comisiei Europene.
ENTSO-E a fost creat în anul 2009, ca o asociaţie non-profit cu sediul la Bruxelles, prin unificarea asociaţiilor OTS-urilor europene organizate conform regiunilor interconectate sincron (UCTE, ETSO, BALTSO, NORDEL, UKTSOA, ATSOI). Din octombrie 2004, Transelectrica a devenit partener al companiilor de transport al energiei electrice din întreaga Europă, ca membru al asociaţiilor UCTE, ETSO şi din 2009 este membru ENTSO-E, sistemul electroenergetic românesc făcând parte din Grupul Regional Europa Continentală.
Transelectrica SA este membră afiliată la urmatoarele organisme internaţionale:
ENTSO – E - Reteaua Europeana a Operatorilor de Transport si Sistem pentru Energia Electrică;
CIGRE - Consiliul Internaţional al marilor reţele electrice de înaltă tensiune;
LWA - Asociaţia Internaţională a Lucrului sub Tensiune;
CNTEE Transelectrica SA răspunde de funcționarea sigură, fiabilă și eficientă a SEN, îndeplinind prevederile Directivei UE 54/2003, art. 9.
În data 25 august 2021, agenția de rating de credit Moody’s Investors Service a publicat opinia de credit actualizată, prin care evaluează capacitatea prezentă și viitoare a Companiei de a-și îndeplini obligațiile de plată față de creditori, acordând calificativul Ba1 pozitiv. Ulterior, în data de 27 octombrie 2021, ca urmare a îmbunătățirii ratingului de țară, agenția de rating emite o nouă opinie de credit pentru Transelectrica, atribuindu-i calificativul Baa3 stabil.
Calificativul acordat este justificat de:
(1) profilul de risc de afaceri scăzut dat fiind importanța strategică și monopolul natural al Transelectrica, ca proprietar și operator total reglementat al rețelei de transport al energiei electrice;
(2) profilul financiar solid, cu un nivel redus de îndatorare;
(3) îmbunătățirea continuă a cadrului de reglementare.
În evaluare, ratingul Companiei este situat la nivelul ratingului suveran (Baa3 stabil), recunoscându-se performanța financiară îmbunătățită și rezultatele operaționale solide ale Companiei, asigurându-se astfel premisele finanțării viitoare în condiții optime de cost pentru realizarea în bune condiții a investițiilor asumate pentru perioada a patra de reglementare.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
13
Obţinerea ratingului Baa3 cu perspectivă stabilă consolidează o poziţie favorabilă cu privire la capacitatea Companiei de a-şi onora obligaţiile financiare prezente şi viitoare, arătând Transelectrica are un profil financiar solid, cu un nivel redus de îndatorare şi valori financiare puternice, stabile şi predictibile.
Mediul legislativ
Activitatea în sectorul energetic este reglementată de Autoritatea Natională de Reglementare în Domeniul Energiei (“ANRE”), instituţie publică autonomă, care are ca obiect de activitate: elaborarea, aprobarea şi monitorizarea aplicării ansamblului de reglementări obligatorii la nivel naţional necesar funcţionării sectorului şi pieţei energiei electrice, termice şi gazelor naturale în condiţii de eficienţă, concurenţă, transparenţă şi protecţie a consumatorilor.
ANRE are ca principale atribuţii şi competenţe în sectorul energiei electrice şi energiei termice produse în cogenerare, următoarele: acordă, suspendă sau retrage autorizaţiile şi licenţele, elaborează şi aprobă metodologiile de calcul al tarifelor şi preţurilor reglementate, aprobă tarife şi preţuri reglementate, stabileşte contractele-cadru, aprobă reglementări tehnice si comerciale etc.
ANRE stabileşte tarifele pentru serviciul de transport al energiei electrice şi pentru serviciile de sistem. Prin urmare, deciziile luate de catre ANRE pot avea efecte semnificative asupra activitaţii Companiei.
Activitatea operațională a Companiei se desfășoară în baza licenței nr. 161/2000 pentru transportul energiei electrice și furnizarea serviciului de sistem emisă de ANRE, valabilă până în 2025, actualizată prin Decizia ANRE nr. 758/21.04.2021 și a Condițiilor generale asociate licenței aprobate prin Ordinul ANRE nr. 104/2014, cu modificările și completările ulterioare.
Având în vedere faptul activitatea şi veniturile Companiei sunt reglementate de ANRE, cele mai importante riscuri legate de acest aspect sunt următoarele:
- cadrul de reglementare este relativ recent şi este supus permanent schimbărilor, ceea ce poate afecta performanţele Companiei;
- deciziile ANRE cu privire la adoptarea tarifelor viitoare pot afecta activităţile Companiei;
Certificarea finală a Transelectrica în calitate de OTS al SEN, conform modelului de separare a proprietății
În conformitate cu prevederile Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE) a aprobat prin Ordinul nr. 164/07.12.2015 certificarea Companiei ca operator de transport şi sistem al Sistemului Electroenergetic Naţional conform modelului de separare a proprietății (”ownership unbundling”) .
Modelul de separare a dreptului de proprietate a devenit disponibil pentru Companie în temeiul Legii nr. 123/2012 a energiei electrice şi a gazelor naturale care transpune Directiva 2009/72/CE.
Ordinul ANRE nr. 164/07.12.2015 însoțit de Avizul Comisiei Europene cu numărul C (2015) 7053 final/12.10.2015, ca parte integrantă a Ordinului, a fost publicat în Monitorul Oficial nr. 908/08.12.2015 şi împreună cu Referatul de aprobare al acestuia se comunică de catre ANRE Comisiei Europene.
Prin acest ordin se pun în aplicare prevederile legislației Uniunii Europene și a celei naționale cu privire la certificarea operatorului de transport și de sistem.
Notificarea privind certificarea a fost transmisa Uniunii Europene, care a publicat-o în Jurnalul UE în data de 08.01.2016, în conformitate cu Art.10 alin. (2) din Directiva 2009/72/CE.
Tariful pentru serviciul de transport al energiei electrice și serviciul de sistem
Activitatea de transport al energiei electrice este o activitate de interes general în domeniul energiei electrice, autorizată şi monitorizată de o autoritate publică (serviciu public), cu caracter de monopol natural. Tarifele practicate de Companie pentru serviciile de transport şi de sistem sunt stabilite și aprobate de ANRE (a se vedea Nota 20).
Anul 2021 este al doilea din seria de cinci ani consecutivi care formează perioada a patra de reglementare tarifară multianuală pentru activitatea de transport al energiei electrice (1 ianuarie 2020 31 decembrie 2024). Coordonatele principale ale acestei perioade de reglementare au fost stabilite de către ANRE în baza cadrului de reglementare specific, respectiv metodologia de stabilire a tarifului pentru activitatea de transport al energiei electrice. Față de formele anterioare ale metodologiei în baza cărora au fost stabilite tarifele în perioada de reglementare precedentă (1 iulie 2014 30 iunie 2019) şi în perioada de tranziție de la perioada de reglementare precedentă la perioada de reglementare actuală (1 iulie 2019 31 decembrie 2019), metodologia aplicabilă la stabilirea tarifelor în cadrul perioadei a patra
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
14
de reglementare nu a suferit modificări substanțiale.
În ce privește aspectele fundamentale ale metodologiei (elementele principale din care este alcătuit venitului reglementat și modul de formare a acestuia, recuperarea costurilor de operare, recuperarea și remunerarea capitalului investit în active reglementate, prezentă și natura elementelor stimulative, modul de colectare a venitului reglementat), acestea au rămas neschimbate asigurând continuitatea și predictibilitatea cadrului de reglementare. Setările tarifare detaliate pentru întreaga perioadă de reglementare multianuală actuală au fost stabilite inițial în cursul anului 2019.
În cursul anului 2020, în conformitate cu metodologia aplicabilă, a avut loc o revizuire a coordonatelor de perioadă aprobate anterior. Această revizuire a fost necesară și prin prisma modificării configurației tarifare în sensul comasării tarifului pentru activitatea de transport cu tariful aferent componentei de servicii funcționale din cadrul activității de servicii de sistem. Comasarea celor două tarife menționate a avut loc prin absorbția în tariful de transport a tarifului aferent componentei de servicii funcționale din cadrul activității de servicii de sistem. Astfel, a fost necesară revizuirea setărilor inițiale de start (Baza Activelor Reglementate) și de programare a costurilor aprobate pentru orizontul perioadei de reglementare, pentru a include activele și costurile aferente activității de servicii funcționale de sistem în setările de start și în programarea multianuală a perioadei a patra de reglementare. Anterior, programarea costurilor aferente activității de servicii funcționale de sistem era revizuită și stabilită anual la aprobarea tarifului pentru servicii funcționale de sistem, metodologia anterioară neprevăzând stabilirea și aprobarea unei programări multianuale pentru aceste costuri.
Pe lângă comasarea celor două tarife menționate, prezentată mai sus, în procesul de revizuire a coordonatelor perioadei de reglementare au intrat și anumite elemente aprobate inițial pentru activitatea de transport, cum ar fi planul de investiții (revizuit ușor în scădere pentru îndreptarea unei erori tehnice produse la stabilirea inițială a programării valorile de program au fost raportate inițial în termeni nominali, pentru scopul programării fiind necesară ajustarea valorilor raportate inițial prin extragerea inflației estimate pentru perioada de reglementare), valoarea Bazei Activelor Reglementate la 1 ianuarie 2020 (revizuită pe baza investițiilor efectiv realizate în semestrul al doilea al anului 2019), punctul de start și panta de eficiență impusă pentru costurile de operare și mentenanță controlabile supuse eficienței (punctul de start a fost revizuit prin includerea în media istorică multianuală a costurilor realizate în semestrul al doilea al anului 2019 și prin eliminarea din media istorică multianuală a anumitor costuri care au fost reîncadrate în categoria costurilor necontrolabile în a patra perioadă de reglementare, panta de eficiență a fost redusă de la 1,5% la 1,0%), prețul de prognoză pentru achiziția energiei electrice pentru acoperirea pierderilor tehnice în rețeaua de transport (revizuit prin indexarea cu inflația realizată în semestrul al doilea al anului 2019).
Baza activelor reglementate (“BAR”)
Determinarea tarifului de transport are la bază, printre altele, baza activelor reglementate. Baza activelor reglementate include valoarea netă a activelor corporale şi necorporale corespunzătoare patrimoniului privat al Companiei şi valoarea netă a activelor aparţinând domeniului public al statului finanţate integral din surse proprii, recunoscute de ANRE şi utilizate în prestarea serviciului de transport al energiei electrice.
În anul 2021, rata reglementată a rentabilității activelor pentru activitatea de transport al energiei electrice, exprimată în termeni reali înainte de impozitare, a avut următoarele valori:
6,39% valoare stabilită în reglementările ANRE și aplicată în intervalul 13 mai - 31 decembrie 2021.
Față de valoarea de 6,39%, precizăm reglementările ANRE au stabilit un stimulent pentru investițiile noi realizate în rețeaua electrică de transport sub forma acordării unui supliment la valoarea ratei reglementate a rentabilității, în cuantum de un punct procentual. Astfel, investițiile noi realizate în rețeaua electrică de transport în anul 2021 sunt remunerate cu o rată de rentabilitate reglementată în cuantum total de 7,39%.
La începutul anului 2021, valoarea BAR aferentă activității de transport al energiei electrice (după includerea activelor aferente activității de servicii funcționale de sistem în urma comasării celor două tarife), stabilită de ANRE în baza investițiilor realizate de CNTEE Transelectrica SA în a treia perioadă de reglementare și în baza investițiilor realizate în perioada tarifară tranzitorie - semestrul al doilea al anului 2019 - este de cca. 2.546 milioane lei. Prin investiții realizate se înțelege investiții finalizate, respectiv obiective puse în funcțiune și înregistrate ca active imobilizate în evidențele contabile ale Companiei.
Volumul total de investiții aprobat pentru perioada a patra de reglementare este de cca. 1.587 milioane lei. Din acest volum total, s-a prognozat o parte în cuantum de cca. 644 milioane lei reprezentând cca.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
15
40% din volumul investițional total aprobat va fi finanțată din fonduri europene nerambursabile și din veniturile obținute de Transelectrica din alocarea capacității de interconexiune transfrontalieră. Astfel, în programarea Bazei Activelor Reglementate pentru perioada a patra de reglementare a fost inclus un volum de 943 milioane lei reprezentând cca. 60% din volumul investițional total aprobat, respectiv partea din volumul investițional total aprobat care se estimează nu va fi finanțată din sursele nerambursabile menționate mai sus.
Includerea Transelectrica în indicii bursieri locali si internaţionali
Începând cu data de 29.08.2006, acțiunile emise de Transelectrica sunt tranzacționate pe piața reglementată, administrată de BVB, la categoria I, sub simbolul TEL. Acțiunile Transelectrica fac parte din indicele BET, indice care reflectă evoluția celor mai tranzacționate 19 companii de pe Piața Reglementată a BVB, exclusiv societățile de investiții financiare (SIF-uri).
Transelectrica este inclusă, de asemenea, în indicii bursieri locali BET-XT, BET-NG, BET-XT-TR, BET- TR, BET-BK, BET-TRN, BET-XT-TRN, BET BETPlus.
Începând cu data de 5 ianuarie 2015, Compania este încadrată în categoria Premium a pieței reglementate administrate de BVB.
Veniturile Grupului
Principalele activităţi generatoare de venituri pentru Grup sunt reprezentate de prestarea următoarelor servicii:
- Serviciul de transport al energiei electrice;
- Servicii de sistem (serviciul de conducere tehnică operatională a SEN);
- Operator al pieţei de echilibrare.
Serviciul de transport al energiei electrice
Serviciul de transport constă în asigurarea transmiterii, în condiţii de eficienţă şi siguranţă, a energiei electrice între două sau mai multe puncte ale reţelei electrice de transport („RET”), cu respectarea standardelor de performanţă în vigoare.
Compania asigură accesul nediscriminatoriu şi reglementat tuturor participanţilor la piaţa de energie electrică. Activitatea de transport se derulează prin intermediul a opt unități teritoriale de transport cu sediul în: Bucureşti, Bacău, Cluj, Craiova, Constanţa, Piteşti, Sibiu şi Timişoara.
Activitatea de transport al energiei electrice desfăşurată de Companie constă în asigurarea condiţiilor tehnice şi în menţinerea parametrilor RET în momentul introducerii/preluării energiei în/din RET.
Servicii de sistem
Compania are sarcina de a menţine în permanenţă funcţionarea sistemului energetic naţional în condiţii de siguranţă şi cu respectarea standardelor de calitate prevazute în codul tehnic al reţelei electrice de transport. În acest scop, Grupul utilizează resurse proprii denumite servicii de sistem funcţionale şi achiziţionează de la producătorii de electricitate servicii de sistem tehnologice.
Compania prestează acest serviciu prin utilizarea sistemelor de conducere prin dispecer, în baza unui tarif reglementat si aprobat de ANRE, care se aplică aceleiaşi baze - energia electrică livrată consumatorilor - şi cuprinde tariful pentru servicii de sistem.
Serviciile de sistem tehnologice sunt achiziţionate în baza unei proceduri concurenţiale reglementate de ANRE, de la producători, la cererea Companiei, pentru menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare al SEN precum şi a calităţii energiei transportate la parametrii ceruţi de legislaţia în vigoare. Compania refacturează intreaga valoare a serviciilor de sistem achizitionate de la producători (cu excepţia componentei de energie activă pentru acoperirea pierderilor în RET) către furnizorii de energie electrică licenţiaţi de ANRE care beneficiază în final de aceste servicii.
Serviciile de sistem funcţionale se referă la serviciile de dispecerizare furnizate de Companie şi constau în planificarea şi conducerea operaţionala a SEN, precum şi la celelalte activităţi prestate de Companie în scopul echilibrării în timp real a producţiei cu consumul, în scopul satisfacerii consumului de energie electrică în mod sigur cu costuri minime şi cu menţinerea nivelului de siguranţă în funcţionare al SEN.
Operator al pieţei de echilibrare
În conformitate cu prevederile Codului comercial al pieţei angro de energie electrică, piaţa de echilibrare
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
16
a fost introdusă şi a început funcţioneze în Romania în iulie 2005. Începand cu data de 01.09.2018, funcţionarea pieţei de echilibrare este reglementată de Regulamentul de calcul şi decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea si Regulamentul de funcţionare și de decontare a pieței de echilibrare,aprobate prin Ordinul președintelui ANRE nr.31/31.01.2018, publicat în Monitorul Oficial al României nr.166 bis/ 22.02.2018.
De la 01 Septembrie 2020, funcționarea pieței de echilibrare este reglementată de:
Regulamentul de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 61/31.03.2020, publicat în Monitorul Oficial al României nr. 287/06.04.2020;
Regulamentul de programare a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 61/31.03.2020, publicat în Monitorul Oficial al României nr. 287/06.04.2020;
Regulamentului de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea - preț unic de dezechilibru și pentru modificarea unor ordine ale președintelui Autorității Naționale de Reglementare în Domeniul Energie aprobat prin Ordinul președintelui ANRE nr. 213 din 25 noiembrie 2020, publicat in Monitorul Oficial nr. 1201 din 9 decembrie 2020, cu modificările și completările ulterioare.
Scopul acestei pieţe este de a asigura echilibrarea balanţei producţie-consum de energie electrică în timp real, utilizând resurse oferite într-un sistem concurenţial.
Transelectrica SA este operator al pieţei de echilibrare care, pe baza procedurilor si reglementărilor aprobate de ANRE, trebuie sa aprobe înregistrarea licenţiaţilor care participă la piaţa naţională de energie electrică, colecteze, verifice, proceseze toate ofertele şi efectueze procedurile de decontare.
Cogenerare de înaltă eficienţă
Începand cu 1 Aprilie 2011, Compania este administratorul schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă. Obiectivul acestei scheme de sprijin este promovarea sistemelor de producere a energiei electrice în cogenerare de inaltă eficienţă, având avantajul producerii de energie cu emisii poluante reduse. Scopul este de a facilita accesul pe piaţă a sistemelor de producere în cogenerare de înaltă eficienţă prin acordarea unui bonus de cogenerare, în condiţiile în care costurile de producţie a energiei electrice şi a energiei termice în centralele de cogenerare sunt superioare preţurilor de piaţă ale celor doua forme de energie. Schema este destinată producătorilor de energie electrică şi termică ce deţin sau exploatează comercial centrale de cogenerare de înaltă eficienţă, în scopul stimulării efectuării de investiţii noi în sisteme de cogenerare, precum şi retehnologizării centralelor existente. Intrarea în aplicare efectivă a schemei de sprijin în România a avut loc la 1 aprilie 2011, după adoptarea de catre Autoritatea Naţională în domeniul Energiei (ANRE) a cadrului de reglementare necesar implementării acestei scheme.
Schema de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă reprezintă unul dintre mecanismele dezvoltate la nivelul Uniunii Europene (UE) pentru atingerea de catre fiecare stat membru a ţintelor de reducere a emisiilor de gaze cu efect de sera -GES- (prin reducerea cantităţii de energie primară necesară generării aceloraşi cantităţi de energie prelucrată –electrică şi termică faţă de producerea separată).
Schema de sprijin de tip bonus a fost instituită în România prin HG nr. 219/2007 privind promovarea cogenerării bazate pe energia termica utilă (transpunerea Directivei CE nr. 8/2004 ) şi implementată prin HG nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă, pentru producătorii cu capacitate electrică instalată mai mare de 1 MW.
Mecanismul de sprijin a fost autorizat de Comisia Europeană Decizia C(2009)7085, modificată prin Decizia C(2016)7522 final. Conform acestor decizii, ajutorul de stat este de tip operare, pentru acoperirea diferenţei dintre costurile si veniturile producţiei de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă, asigurându-se o rentabilitate de maximum 9%.
Schema de sprijin de tip bonus este destinată în acest fel susţinerii şi promovării sistemelor de producere de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă, astfel încurajându-se noi investiţii în tehnologia de cogenerare, precum şi realizarea de lucrări de înlocuire/reabilitare a instalaţiilor existente.
Schema se aplică producătorilor de energie electrică şi termică în cogenerare care au solicitat ANRE
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
17
acordarea bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă, livrată în SEN, pentru capacităţile de cogenerare înscrise în lista producătorilor de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă până la 31 decembrie 2016. Producătorii beneficiază de schema de sprijin pe o perioadă de maximum 11 ani consecutivi, fară a depăşi anul 2023, an la finalul căruia se încheie schema. Bonusul, acordat la cerere, reprezintă cuantumul (în lei) primit de producători pentru fiecare MWh produs în cogenerare de înaltă eficienţă şi livrat în reţelele SEN, este stabilit anual de catre ANRE şi este calculat ca diferenţă dintre costurile totale de producere ale unei centrale de cogenerare echivalente, cu producţie de energie electrică de înaltă eficienţă, şi veniturile ce pot fi obţinute de aceasta utilizând preţul pe piaţă al energiei electrice, respectiv costul unitar al energiei termice rezultat pentru o centrala termica echivalentă, diferenţa raportată la energia electrică livrată în SEN de centrala de cogenerare.
Hotărârea de Guvern nr. 1215/2009 stabileşte cadrul legal, în conformitate cu reglementările Uniunii Europene, necesar implementării schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă, pe baza cererii de energie termică utilă, în vederea acoperirii diferenţei dintre costul producerii energiei în cogenerare de înaltă eficienţă şi preţul de vânzare al acesteia. ANRE a aprobat valorile bonusurilor de referinţă, pe MWh de energie electrică produsă şi livrată în reţea din centrale de cogenerare de înaltă eficienţă. Beneficiarii schemei sunt producători care îndeplinesc anumite criterii stabilite de către ANRE.
În conformitate cu prevederile art. 14 din Hotărârea de Guvern nr. 1215/2009, Compania este desemnată ca fiind responsabilă de administrarea schemei de sprijin. Principalele atribuţii care îi revin Companiei în calitate de administrator al schemei de sprijin, sunt reprezentate de colectarea contribuţiei de la furnizorii consumatorilor de energie electrică într-un cont bancar distinct de activitatea de baza şi de plata bonusului către producătorii de energie electrică şi termică în cogenerare de înaltă eficienţă; încheierea de contracte cu furnizorii pentru colectarea contribuţiei şi cu producătorii care vor fi beneficiarii schemei; verificarea valorii contribuţiei colectate; emiterea facturilor către furnizori; returnarea contribuţiei pentru cogenerarea de înaltă eficienţă furnizorilor care introduc în România energie electrică produsă în cogenerare de înaltă eficienţă în alte state membre ale Uniunii Europene; monitorizarea şi raportarea către ANRE a modului de aministrare a schemei de sprijin; plata bonusului către producătorii de energie care beneficiază de schemă; plata penalităţilor de întârziere către producători pentru neplata bonusului în termenul scadent.
Compania acţionează ca agent al statului în colectarea lunară a contribuţiei pentru cogenerare şi plata lunară a bonusului şi în aceste condiţii, operaţiunile aferente schemei de sprijin nu influenţează conturile de venituri şi cheltuieli, cu excepţia cheltuielilor proprii de administrare recunoscute de ANRE pentru derularea schemei de sprijin şi care se autofacturează.
În data de 08.12.2016, prin Hotărârea Guvernului nr. 925, s-au adoptat modificarea și completarea HG nr.1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă. Principalele modificări fac referire la urmatoarele aspecte:
- pentru primirea bonusului, producătorii sunt obligaţi nu ȋnregistreze datorii faţă de administratorul schemei de sprijin sau aibă încheiate convenţii de compensare a datoriilor şi creanţelor;
- supracompensarea se recuperează conform legislaţiei naţionale şi a Uniunii Europene în domeniul ajutorului de stat;
- supracompensarea/bonusul necuvenit rămas neachitat de către producători, pentru care s-au întreprins toate demersurile legale, se va recupera prin includerea sumei în contribuţia pentru cogenerare, conform metodologiei emise de către ANRE;
- deciziile ANRE referitoare la cuantumul supracompensării şi/sau bonusului necuvenit sunt obligatorii pentru producători şi se pun în aplicare în vederea recuperării prin emiterea unei decizii de către administratorul schemei în conformitate cu legislaţia în domeniul ajutorului de stat;
- ȋnchiderea financiară a schemei de sprijin se face în primul semestru al anului 2024, conform cadrului de reglementare elaborat de ANRE.
Până la data prezentelor situaţii financiare consolidate, ANRE nu a elaborat cadrul de reglementare pentru închiderea financiară a schemei, conform pct. 11 din HG nr. 925/2016 pentru modificarea şi completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă. În luna decembrie 2021, ANRE a supus consultării publice un proiect de
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
18
metodologie pentru închiderea financiară a schemei.
HG nr. 129/2017 pentru completarea art. 8 din Hotărârea Guvernului nr. 1.215/2009 prevede ca bonusul de cogenerare aferent actualei scheme de sprijin poate fi acordat pentru maximum 11 ani consecutivi, dar nu mai târziu de anul 2023.
HG nr. 846/2018 pentru modificarea și completarea Hotărârii Guvernului nr. 1.215/2009 prevede ca prin care bonsurile de referinţă şi preţurile de referinţă pentru energia termică se ajusteaza semestrial, iar valorile aprobate pentru anul urmator se aplica şi în perioada noiembrie-decembrie a anului curent (faţă de situaţia precedentă când bonusurile de referinţă erau aprobate anual). Astfel, începând cu anul 2019, analiza de supracompensare se va realiza în baza ordinelor privind aprobarea valorilor bonusurilor de referinţă pentru energia electrică produsă în cogenerare de inaltă eficienţă şi ale preţurilor de referinţă pentru energia termică şi electrică produse în cogenerare, ordine emise de ANRE pe mai multe perioade (ianuarie – iunie, iulie – octombrie, noiembrie – decembrie).
Totodată, în conformitate cu informațiile publicate în luna decembrie 2021, Comisia Europeană a aprobat modificarea de către autoritățile române a schemei de sprijinire a energiei produse în cogenerare de înaltă eficiență. Principalele modificări constau în creșterea perioadei de sprijin până la 21 de ani (până cel târziu în 2033) și o dublare a bugetului schemei, de la aproximativ 2,2 miliarde de euro (aproximativ 10.735 miliarde de lei) la aproximativ 4,4 miliarde de euro (21.883 miliarde de lei) pentru a acoperi perioada suplimentară în care o centrală poate primi sprijin.
Mecanismul de cuplare prin preţ a pieţelor de energie electrică
Aplicarea mecanismului de cuplare prin preț a început în data de 19 noiembrie 2014, dată la care Proiectul „4 Market Market Coupling (4MMC)” care prevede unirea piețelor de energie electrică PZU (Piața Zilei Următoare) din România, Ungaria, Cehia și Slovacia a intrat în faza de operare.
În data de 17 iunie 2021 a avut loc lansarea proiectului Interim Coupling (ICP), care reprezintă cuplarea piețelor pentru ziua următoare din țările 4MMC cu cele din Polonia, Austria și Germania.
În data de 27 octombrie 2021 a fost realizată și integrarea graniței Bulgaria-România în cuplarea unica a piețelor pentru ziua următoare (SDAC - Single Day-Ahead Coupling).
În data de 19 noiembrie 2019 a avut loc lansarea celui de-al 2-lea val în cadrul soluției unice europene de cuplare a piețelor intrazilnice (SIDC Single Intraday Coupling), cu primele livrări în data de 20 noiembrie. Șapte țări - Bulgaria, Croația, Republica Cehă, Ungaria, Polonia, România și Slovenia s-au alăturat celor paisprezece țări - Austria, Belgia, Danemarca, Estonia, Finlanda, Franța, Germania, Letonia, Lituania, Norvegia, Olanda, Portugalia, Spania și Suedia, care funcționează deja în regim cuplat din iunie 2018.
Mecanismul unic de cuplare a piețelor intrazilnice asigură armonizarea continuă a ofertelor de vânzare și cumpărare a participanților la piața dintr-o zonă de ofertare cu oferte de vânzare și cumpărare din interiorul propriei zone de ofertare și din orice altă zonă de ofertare unde este disponibilă capacitate transfrontalieră.
Din punct de vedere al cadrului de reglementare intern, rolurile şi responsabilităţile operatorilor implicaţi Companiei şi SC OPCOM SA, cât şi operaţiunile ce se realizează în cadrul cuplării pieţelor sunt prevăzute în Regulamentul de organizare şi funcţionare a pieţei pentru ziua următoare de energie electrică cu respectarea mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor şi modificarea unor acte normative care reglementează piaţa pentru ziua următoare de energie electrica, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 82/2014 (Regulament).
Modelul ţintă pentru piaţa pentru ziua următoare, bazat pe principiul de cuplare a regiunilor prin preţ (PCR - Price Coupling of Regions) utilizează un algoritm unic de corelare a ofertelor şi de stabilire a preţului.
În situația în care cuplarea nu este posibilă în cadrul pieței ICP, OTS-urile din țările respective (România, Ungaria, Cehia și Slovacia) aplică procedurile de fallback, prin care se alocă capacitatea transfrontalieră.
Art. 138 din Regulament prevede în procesul de postcuplare, Operatorii de transport şi de sistem (OTS) au rol de agenţi de transfer ai energiei electrice rezultate din algoritmul de cuplare ca fiind transferată între două zone de ofertare adiacente.
În cadrul mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor pentru ziua următoare, bursele de energie electrică corelează, pe baza de licitaţii, tranzacţiile cu energie electrică pentru ziua următoare, în funcţie de capacitatea de interconexiune pusă la dispoziţie de OTS prin care se realizează alocarea implicită a acesteia.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
19
Compania, în calitate de OTS, transferă energia electrică, atât fizic, cât și comercial, către OTS-urile vecine (MAVIR Ungaria și IBEX - Bulgaria) și administreză veniturile din congestii pe interconexiunea respectivă aferente PZU (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar în relație cu OPCOM SA are calitatea de Participant Implicit la Piața Zilei Următoare și Piața Intrazilnică (PI).
În calitate de Agent de Transfer și de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, MAVIR și IBEX.
Astfel, în cadrul mecanismului de cuplare prin preț a piețelor regionale, CNTEE Transelectrica SA:
- îndeplinește rolul de participant implicit pe PZU și PI și are calitatea de agent de transfer;
- pune la dispoziție capacitatea de interconexiune pentru livrarea fizică a energiei electrice tranzacționată pe PZU și PI, respectiv trecerea energiei de la o zonă de ofertare la alta prin intermediul liniilor de interconexiune, fiind limitată de capacitatea disponibilă de transfer a acestora.
Veniturile înregistrate din congestii sunt împarţite lunar între operatorii de transport şi de sistem, iar diferenţele de curs valutar se reţin sau se asigură, după caz, de către OTS.
La nivelul Companiei s-a aprobat ca tranzacţiile aferente mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor regionale nu influenţeze conturile de venituri şi cheltuieli, cu excepţia veniturilor din managementul congestiilor pe liniile de interconexiune, a veniturilor/cheltuielilor cu diferenţele de curs valutar şi a cheltuielilor cu comisioanele bancare rezultate din decontarea tranzacţiilor realizate de Companie în calitate de agent de transfer.
2. BAZELE ÎNTOCMIRII
Declaraţie de conformitate
Aceste situaţii financiare consolidate (“situaţii financiare”) au fost întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanţelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaţionale de Raportare Financiară („OMFP nr. 2844/2016”) cu modificările şi completările ulterioare. În accepţiunea Ordinului nr. 2844/2016 , Standardele Internaţionale de Raportare Financiară reprezintă standardele adoptate potrivit procedurii prevăzute de Regulamentul Comisiei Europene nr. 1.606/2002 al Parlamentului European şi al Consiliului din 19 iulie 2002 privind aplicarea standardelor internaţionale de contabilitate (“IFRS UE”).
Grupul aplică Standardele Internaţionale de Raportare Financiară adoptate de către Uniunea Europeană la întocmirea situaţiilor financiare consolidate ale anului 2021 în conformitate cu OMF nr. 881/2012 cu modificările si completările ulterioare.
Evidenţa contabilă a filialelor (Smart şi Teletrans) este menţinută în lei, în conformitate cu OMFP 1802. Aceste conturi au fost retratate pentru a reflecta diferenţele existente între conturile conform RCR şi cele conform IFRS. În mod corespunzător, conturile au fost ajustate, în cazul în care a fost necesar, pentru a armoniza aceste situaţii financiare, în toate aspectele semnificative, cu IFRS adoptate de Uninunea Europeană.
Bazele evaluării
Situaţiile financiare consolidate sunt întocmite la cost istoric, cu excepţia imobilizărilor corporale, altele decât imobilizarile corporale în curs, ce sunt evaluate la valoare reevaluată, în timp ce datoriile aferente aranjamentelor de plată pe bază de acţiuni cu decontare în numerar sunt evaluate la valoarea justă.
Moneda funcţională si de prezentare
Situaţiile financiare consolidate sunt prezentate în LEI Româneşti (“LEI” sau “RON”) conform reglementărilor contabile aplicabile, aceasta fiind şi moneda funcţională a Grupului.
Utilizarea de estimări şi judecăţi
Pregătirea situaţiilor financiare consolidate în conformitate cu IFRS UE presupune din partea conducerii utilizarea unor raţionamente profesionale, estimări şi ipoteze ce afectează aplicarea politicilor contabile, precum şi valoarea recunoscută a activelor, datoriilor, veniturilor şi cheltuielilor, ipoteze privind valoarea justă privind angajamente si contingente, privind recunoaşterea fondurilor nerambursabile de primit, privind provizioanele pentru pierderi de valoare ale creanţelor, privind obligaţiile aferente tranzacţiilor cu plata pe bază de acţiuni cu decontare în numerar şi privind obligaţiile aferente planurilor de beneficii determinate.
Rezultatele efective pot fi diferite de valorile estimate. Estimările şi ipotezele sunt revizuite periodic.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
20
Revizuirile estimărilor contabile sunt recunoscute în perioada în care estimările sunt revizuite cât şi în perioadele viitoare afectate.
Informaţiile cu privire la ipotezele şi estimările care implică incertitudini semnificative sunt incluse în urmatoarele note:
Nota 13 - estimarea conducerii Grupului cu privire la faptul există o asigurare rezonabilă vor fi îndeplinite condiţiile ataşate fondurilor nerambursabile şi că fondurile vor fi primite;
Nota 15 - evaluarea obligaţiilor aferente planurilor de beneficii determinate;
Nota 27 - recunoaşterea şi evaluarea provizioanelor, angajamentelor şi contingenţelor; ipoteze cheie privind probabilitatea şi amploarea unei ieşiri de resurse;
Nota 31 - evaluarea obligaţiilor privind tranzacţiile cu plata pe bază de acţiuni cu decontare în numerar.
Informaţii cu privire la raţionamentele politicii contabile în ceea ce priveşte acordurile de concesiune a serviciilor sunt prezentate în următoarele paragrafe.
Grupul (concesionar) a încheiat în 2004 un contract de concesiune cu Ministerul Economiei (concedent) potrivit căruia Compania are dreptul de a utiliza active de patrimoniu public ce includ reţeaua electrică de transport a energiei electrice şi terenurile pe care aceasta este amplasată, în schimbul furnizării serviciului de transport a energiei electrice (Vezi Nota 3 (b). Având în vedere că, majoritatea acţiunilor Companiei sunt deţinute de către Stat, conducerea Companiei consideră aceasta este o companie publică şi de aceea nu intră sub prevederile IFRIC 12 “Acorduri de concesiune a serviciilor”. Având în vedere nu există alt standard internaţional de raportare financiară specific pentru acordurile de concesiune a serviciilor, Compania a considerat dacă va aplica totuşi IFRIC 12, pe baza ierarhiei menţionate în SIC 8 “Politici contabile, modificări ale estimărilor contabile şi erori”, care prevede mai întâi să se aibă în vedere prevederile altor IFRS-uri ce tratează aspecte similare.
În analiza aplicării IFRIC 12, Grupul a considerat dacă următoarele caracteristici ale acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat sunt aplicabile contractului de concesiune încheiat cu ME, la data la care IFRIC 12 trebuie adoptat:
Concedentul controlează sau reglementează tipul de servicii pe care concesionarul trebuie le presteze în cadrul infrastructurii, cui trebuie sa le presteze şi la ce preţ;
Concedentul controlează - prin dreptul de proprietate, dreptul de beneficiu sau în alt mod - orice interes rezidual semnificativ în infrastructură la sfârşitul termenului acordului: 49 ani;
Prevederile contractuale ar include aceleasi prevederi, dacă acordul ar fi fost încheiat cu o companie privată.
Din analiza caracteristicilor acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat se constată următoarele:
serviciile prestate de Grup sunt reglementate de ANRE, prin urmare Concedentul Ministerul de resort - nu controlează şi nu reglementează tipul de servicii pe care Grupul trebuie sa le presteze;
la sfârşitul perioadei contractuale, interesul rezidual în infrastructură este aproximativ zero, majoritatea bunurilor apartinând domeniului public al statului fiind complet amortizate;
în prezent nu există contracte similare, Grupul având poziţie de monopol pentru transportul energiei electrice.
Compania a concluzionat faptul o contabilizare a contractului de concesiune potrivit prevederilor IFRIC 12 nu va reflecta substanța economică a tranzacției, deoarece Compania achită o taxa anuală sub formă de redevență pentru utilizarea activelor menționate în contractul de concesiune în valoare de 1/1000 din venitul anual realizat din activitatea de transport al energiei electrice, calculată în funcție de cantitatea efectiv transportată (până la data de 11 noiembrie 2020), respectiv 4/1000 din valoarea veniturilor brute realizate din operațiuni de transport și tranzit al energiei electrice, prin sistemele naționale de transport, aflate în proprietatea publică a statului (începând cu 12 noiembrie 2020), taxă ce este semnificativ mai mică decât amortizarea pe care Compania ar fi înregistrat-o pentru activele respective dacă contractul de concesiune nu ar fi fost semnat.
Drept urmare, IFRIC 12 nu este aplicabil, iar Compania a aplicat politicile contabile așa cum sunt descrise în Nota 3, punctele a) și b).
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
21
3. POLITICI CONTABILE
Politicile contabile detaliate mai jos au fost aplicate în mod consecvent pentru toate perioadele prezentate în aceste situaţii financiare consolidate şi au fost consecvent aplicate de entităţile Grupului, cu excepţia aspectelor prezentate în nota 3 litera (y) care prezintă modificările în politicile contabile.
(a) Bazele consolidării
(i) Filiale
Filialele sunt entităţi controlate de catre Grup. Grupul deţine controlul asupra unei entităţi atunci când este expus la, sau are dreptul la câştiguri variabile ce rezultă din implicarea sa în entitate şi are capacitatea de a afecta aceste câştiguri prin puterea asupra entităţii. Situaţiile financiare ale filialelor sunt incluse în situaţiile financiare consolidate din momentul în care începe exercitarea controlului şi până în momentul încetării lui.
La data prezentelor situaţii financiare Transelectrica are în componență şase filiale, persoane juridice române, organizate ca societăţi pe acţiuni, din care este unic acţionar în următoarele: Formenerg, Teletrans, Smart, Icemenerg Service, Icemenerg SA (Institutul de Cercetări şi Modernizări Energetice ICEMENERG SA este filială care la data prezenă este radiată la ONRC).
Dintre filialele Companiei doar societăţile Smart și Teletrans sunt incluse în perimetrul de consolidare financiară a Grupului. Formenerg și Icemenerg-Service nu au fost luate în calcul la consolidare întrucât, conform legislației contabile aplicabile, impactul activităţii acestora este considerat nesemnificativ pentru scopul consolidării, în timp ce Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale OPCOM, a cărei administrare este condusă potrivit reglementărilor stabilite de ANRE.
Filiala FORMENERG este o companie având ca obiect principal de activitate formarea profesională iniţială şi continuă, în toate domeniile de activitate, a personalului cu atribuţii în domeniul energetic din toate sectoarele economiei naţionale şi a altor beneficiari, printre clienţi numărându-se Transelectrica, ENGIE România, Romgaz, Transgaz Mediaş, Nuclearelectrica si Hidroelectrica.
Filiala ICEMENERG SERVICE SA a fost axată pe proiectarea, producţia şi distribuţia de aparate de masură, conducere şi control destinate sistemului energetic, având certificare ISO 9001 si IQ NET de către SRAC ROMANIA, atestat ANRE. La data de 09.06.2017, Tribunalul Bucureşti, Sectia a VII-a Civilă, a dispus intrarea în faliment prin procedură simplificată a debitorului Societatea ICEMENERG SERVICE – SA, desemnând în calitate de lichidator judiciar provizoriu pe Solvendi SPRL.
În data de 27.04.2021 prin adresa nr.18759, Administratorul Special al Filialei ICEMENERG Service SA a informat în data de 23.04.2021, în urma licitației desfășurate, activele societății Filiala ICEMENERG Service SA, atât cele mobile cât și cele imobile au fost valorificate în bloc, cumpărător fiind Portland Trust Developements Five SRL.
Filiala OPCOM SA a fost înfiinţată în baza HG nr. 627/2000 privind reorganizarea Companiei Naţionale de Electricitate SA, ca filială al cărei acţionar unic era Transelectrica.
Conform prevederilor legislației primare și secundare în vigoare, Societatea Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale “OPCOM” S.A. îndeplineşte rolul de administrator al pieţei de energie electrică, furnizând un cadru organizat, viabil şi eficient pentru desfăşurarea tranzacţiilor comerciale în cadrul pieţei angro de energie electrică și desfasoară activitaţi de administrare a pieţelor centralizate în sectorul gazelor naturale, în conditii de consecvenţă, corectitudine, obiectivitate, independenţă, echidistanţă, transparenţă şi nediscriminare.
Transelectrica nu exercită control direct efectiv asupra mecanismelor decizionale ale OPCOM, a cărei administrare este condusă potrivit reglementărilor stabilite de ANRE. Precizăm în cele ce urmează, elementele prevăzute de Standardul Internaţional IFRS 10, necesare a fi luate în considerare, în stabilirea exercitării controlului. Astfel conform IFRS 10 - un investitor controlează o entitate dacă și numai dacă investitorul deține toate din următoarele puncte:
a. puterea asupra entității în care are investiția
b. expunerea sau drepturile la randamente variabile de la implicarea sa cu entitatea în care s-a investit
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
22
c. capacitatea de a-și folosi puterea asupra entității investite pentru a afecta valoarea rentabilității investitorului.
Pierderea controlului
La pierderea controlului, Grupul derecunoaşte activele şi datoriile filialei, orice interese care nu controlează şi alte componente ale capitalurilor proprii atribuibile filialei. Orice surplus sau deficit rezultând din pierderea controlului este recunoscut în contul de profit şi pierdere. Dacă Grupul păstrează orice interes în fosta filială, atunci acest interes este evaluat la valoarea justă de la data în care controlul este pierdut. Ulterior acest interes este contabilizat prin metoda punerii în echivalenţă sau drept un activ financiar disponibil pentru vânzare în funcţie de gradul de influenţă păstrat.
(ii) Tranzacţii eliminate la consolidare
Soldurile și tranzacţiile în cadrul Grupului, precum şi orice venituri sau cheltuieli nerealizate rezultate din tranzacţii în cadrul Grupului sunt eliminate la întocmirea situaţiilor financiare consolidate. Profiturile nerealizate aferente tranzacţiilor cu entitaţile asociate contabilizate prin metoda punerii în echivalenţă sunt eliminate în contrapartidă cu investiţia în entitatea asociată în masura interesului Grupului în entităţile asociate. Pierderile nerealizate sunt eliminate în acelaşi fel ca și câstigurile nerealizate, însă numai în masura în care nu există indicii de depreciere a valorii.
(b) Imobilizări corporale
Active proprii
Imobilizările corporale, cu excepţia imobilizărilor corporale în curs de execuţie, sunt prezentate la valoare reevaluată, mai puţin amortizarea cumulată şi pierderile cumulate din depreciere. Imobilizările corporale în curs de execuţie sunt prezentate la cost. Costul activelor construite în regie proprie include costul materialelor, al salariilor directe, estimarea iniţială, unde este cazul, a costurilor de demontare şi de mutare a elementelor şi restaurarea amplasamentului, şi o cotă parte a cheltuielilor indirecte.
Recunoaştere
Imobilizările corporale sunt evaluate iniţial la cost.
Costul include cheltuielile direct atribuibile achiziţiei activului. Costul activelor construite de entitate include:
costul materialelor şi cheltuielile directe cu personalul;
alte costuri direct atribuibile aducerii activelor la locul si starea necesară/stadiul necesar utilizării preconizate; şi
costurile îndatorării capitalizate.
Pentru imobilizările corporale neutilizate sau uzate se înregistrează ajustări de depreciere.
Ajustări de valoare pentru imobilizările corporale neutilizate sau uzate sunt înregistrate în situaţiile financiare consolidate, atunci cand aceste elemente sunt identificate.
Cheltuielile ulterioare
Grupul recunoaşte în valoarea contabilă a unui element de imobilizări corporale costul înlocuirii unei parţi a unui element de imobilizare dacă la momentul în care costul are loc este probabilă generarea către Grup de beneficii economice viitoare aferente elementului şi costul elementului poate fi evaluat în mod credibil. Toate celelalte costuri sunt recunoscute în contul de profit si pierdere atunci când acestea au loc.
Amortizarea
Imobilizările corporale sunt amortizate folosind metoda liniară, pe parcursul duratelor de viaţă ale acestora, după cum urmează:
Durata normală de funcţionare (ani)
Clădiri şi instalaţii speciale
40 – 60
Utilaje şi echipamente
15 – 40
Aparate de măsură şi control
7 – 12
Vehicule
5 – 8
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
23
Alte imobilizări corporale
3 – 5
Terenurile nu se amortizează. Atunci când elementele unei imobilizări corporale au durate de viaţă diferite, acestea sunt înregistrate ca elemente separate (componente majore) ale unui activ. Metodele de amortizare ale activelor, duratele de viaţă utile şi valorile reziduale sunt revizuite la fiecare dată de raportare şi ajustate daca este cazul.
Reevaluarea
Grupul a optat pentru prezentarea imobilizărilor corporale la valoarea reevaluată, cu excepţia avansurilor şi imobilizărilor corporale în curs de execuţie ce sunt prezentate la cost istoric.
Reevaluarile se efectuează de experţi evaluatori independenţi, cu suficientă regularitate astfel încat valoarea contabilă nu difere în mod semnificativ de valoarea care poate fi determinată pe baza valorii juste la data raportării.
(c) Patrimoniul public
În conformitate cu prevederile Legii 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, reţeaua electrică de transport al energiei electrice existentă pe teritoriul României este proprietatea publică a statului.
Hotărârea de Guvern nr. 627/2000 stabileşte în anexa nr. 8 inventarul bunurilor imobile care alcătuiesc domeniul public al statului, preluate în administrare de către Grup începand cu 1 august 2000 şi care se inventariază şi se actualizează de câte ori este cazul printr-un act legislativ (HG).
Anterior semnării contractului de concesiune detaliat în paragraful următor, patrimoniul public a fost tratat ca o contribuţie în natură a Statului român prin reprezentantul său Ministerul Economiei întrucât Grupul nu trebuia să platească nici o taxă pentru utilizarea activelor;
În noiembrie 1998 a fost emisă Legea nr. 213/1998, care reglementează statutul patrimoniului public. În această lege se menționează dreptul de proprietate asupra patrimoniului public aparţine statului sau autoritaţilor locale care pot închiria sau concesiona bunurile ce sunt proprietate publică. În conformitate cu prevederile Legii nr. 213/1998 şi Legii nr. 219/1998. Ministerul Economiei a concesionat în numele statului către Grup reţeaua de transport (linii de înaltă tensiune şi staţii electrice) şi terenurile pe care aceasta este amplasată. Astfel, la data de 29 iunie 2004, a fost încheiat contractul de concesiune nr. 1 între Ministerul Economiei şi Grup pentru toate imobilizările corporale din patrimoniul public în sold la 31 decembrie 2003 pe o durată de 49 ani.
Urmare a semnării contractului de concesiune cu Ministerul Economiei în numele Statului român, în data de 29 iunie 2004, natura relaţiei dintre acesta şi Companie s-a modificat şi prin urmare Compania a procedat la derecunoaşterea activelor din patrimoniul public, inclusiv a rezervei patrimoniului public din cadrul capitalurilor proprii. Ulterior încheierii contractului de concesiune Compania tratează activele asupra cărora are drept de utilizare ca şi leasing operaţional. Plăţile aferente contractului de concesiune (redevenţă) sunt recunoscute ca şi cheltuieli în contul de profit şi pierdere de către Companie în timpul anului.
Contractul de concesiune nr. 1/2004 a fost publicat în Monitorul Oficial al României nr. 298 bis din 30 aprilie 2015.
În cursul anilor 2005-2013, au fost încheiate şapte acte adiţionale la contractul de concesiune. Ca urmare, activele din patrimoniul public obţinute din taxa de dezvoltare după data de 29 iunie 2004 au fost derecunoscute.
Având în vedere prevederile Hotărârii de Guvern nr. 1009/2012 şi Hotărârii de Guvern nr. 984/2012 prin care a fost aprobată modificarea Anexei nr.7 la Hotărârea de Guvern nr.1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului concesionate Companiei urmare a inventarierii bunurilor ce aparţin domeniului public al statului în anul 2012 şi a reevaluării/evaluării acestor bunuri, la data 14.02.2013 a fost încheiat cu Ministerul Economiei actul adiţional nr. 7 la Contractul de Concesiune nr. 1/29.06.2004.
Prin Hotărârea de Guvern nr. 1032 din 11 decembrie 2013, publicată în Monitorul Oficial nr. 22 din 13 ianuarie 2014, au fost aprobate modificarea şi completarea anexei nr. 7 la Hotărârea Guvernului nr. 1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului, urmare a inventarierii bunurilor ce aparţin domeniului public al statului în anul 2012.
Prin Hotărârea de Guvern nr. 615 din 05 septembrie 2019, publicată în Monitorul Oficial nr. 730 bis 2019, a fost aprobată modificarea și completarea anexei nr. 7 la Hotărârea Guvernului nr. 1705/2006 pentru aprobarea inventarului centralizat al bunurilor din domeniul public al statului, ca urmare a inventarierii
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
24
bunurilor ce aparțin domeniului public al statului în anul pentru perioada 2013-2017, dar până la acest moment nu a fost încheiat actul nr. 8 la Contractul de concesiune nr 1/2004.
Principalii termeni ai contractului de concesiune sunt următorii:
Ministerul Economiei are titlul de proprietate asupra activelor ce fac obiectul contractului;
Grupul are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioada de 49 de ani, de la 1 iunie 2004 până la 31 mai 2053;
Taxa anuală platită de Grup sub forma de redevenţă pentru utilizarea acestor active este stabilită de Ministerul Ecpnomiei si reprezinta 1/1000 din veniturile realizate din activitatea de transport al energiei electrice, pentru cantitatea efectiv transportată;
Activele vor intra în posesia ME la terminarea sau expirarea contractului; contractul poate fi denunţat unilateral de către oricare dintre părţi;
Grupul are obligaţia utilizeze activele în conformitate cu prevederile contractului de concesiune şi cu licenţa de funcţionare.
Începând cu 12 noiembrie 2020, a fost modificată și completată Legea energiei electrice nr. 123/2012, care la art. 19, alin. (1^1) prevede: ”redevența anuală aferentă concesiunii din domeniul transportului energiei electrice este de 0,4% din valoarea veniturilor brute realizate din operațiuni de transport și tranzit ale energiei electrice și este plătită de operatorul de transport și de sistem în calitate de concesionar”.
Taxa plătită de Companie conform contractului de concesiune și a Legii energiei electrice nr. 123/2012, cu modificările și completările ulterioare, pentru perioada 1 ianuarie 31 decembrie 2020 este semnificativ mai mică decât amortizarea pe care Grupul ar fi înregistrat-o pentru activele respective dacă acest contract nu ar fi existat. Cu toate acestea, Grupul nu a înregistrat în situațiile financiare nicio sumă referitoare la acest posibil beneficiu deoarece nu poate estima care este suma plătită pentru utilizarea acestor active de către o terță parte într-o tranzacție cu preț determinat obiectiv.
Investiţiile efectuate de Companie din surse proprii de finanţare la activele ce fac obiectul contractului de concesiune sunt capitalizate şi se amortizează pe durata rămasă de viaţă a activelor. După recuperarea amortizării investiţiei, acestea vor fi cuprinse în inventarul bunurilor din domeniul public al statului.
În cazul bunurilor reprezentând imobilizări finalizate, efectuate din surse proprii de finanţare, acestea vor fi cuprinse în inventarul bunurilor din domeniul public al statului după recuperarea amortizării investiţiei, respectiv la expirarea duratei normale de utilizare, a contractului de concesiune sau de închiriere, potrivit prevederilor legale în vigoare, în baza unui act normativ adoptat în acest sens.
(d) Imobilizări necorporale
Imobilizările necorporale achiziţionate de Grup sunt prezentate la cost mai puţin amortizarea cumulată şi pierderile cumulate din deprecierea imobilizărilor necorporale. Amortizarea este recunoscută în contul de profit şi pierdere pe baza metodei liniare pe perioada de viaţă estimată a imobilizarilor necorporale. Majoritatea imobilizărilor necorporale înregistrate de catre Grup este reprezentată de imobilizări necorporale în curs de execuţie şi programe informatice dedicate. Acestea sunt amortizate liniar pe o perioadă de 3 ani.
Metodele de amortizare ale activelor si duratele de viaţă utile sunt revizuite la fiecare dată de raportare şi ajustate dacă este cazul.
Cheltuielile ulterioare
Cheltuielile ulterioare sunt capitalizate numai dacă este probabilă generarea către Grup de beneficii economice viitoare aferente cheltuielilor ulterioare.
(e) Tranzacţii în valută
Tranzacțiile în valută se exprimă în LEI prin aplicarea cursului de schimb de la data tranzacției. Activele și pasivele monetare exprimate în valută la sfârșit de an sunt exprimate în LEI la cursul de schimb de la acea dată. Câștigurile și pierderile din diferențele de curs valutar, realizate sau nerealizate, sunt înregistrate în contul de profit și pierdere al exercițiului financiar respectiv. Ratele de schimb la 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020 sunt, după cum urmează:
Moneda
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
1 EUR
4,9481
4,8694
1 USD
4,3707
3,9660
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
25
Activele şi datoriile nemonetare exprimate într-o monedă straină sunt evaluate la valoarea justă, la cursul de schimb valutar de la data la care a fost efectuata tranzacţia.
(f) Creanţe
Creanţele comerciale sunt înregistrate iniţial la valoarea justă şi ulterior evaluate folosind metoda dobânzii efective mai puţin pierderile de valoare. Pierderea de valoare este recunoscută atunci când există o evidenţă clară Grupul nu va putea colecta creanţele la termenul stabilit. Dificultăţile financiare semnificative ale debitorului, probabilitatea ca acesta intre în faliment sau în reorganizare financiară, întârzierile la plată (peste 180 de zile) sunt considerate indicii aceste creanţe pot necesita ajustări de valoare.
O pierdere de valoare aferentă unui activ este diferenţa dintre valoarea sa contabilă şi valoarea prezentă a fluxurilor de trezorerie viitoare preconizate actualizate utilizând rata de dobândă efectivă iniţiala a activului. Valoarea contabilă este redusă prin folosirea unui cont de pierdere de valoare, iar pierderea este înregistrată în contul de profit şi pierdere în cadrul poziţiei „Alte cheltuieli din exploatare”.
(g) Stocuri
Stocurile sunt alcătuite din:
- materii prime, materiale, piese de schimb ce nu îndeplinesc definiţia imobilizărilor corporale şi alte materiale consumabile ce urmează a fi folosite în cadrul desfăşurării activităţii de bază a Grupului ;
- stocuri de securitate şi intervenţie destinate remedierii rapide a defecţiunilor apărute la instalaţiile RET în scopul asigurării funcţionării în condiţii de siguranţă a SEN. Aceste materiale sunt înregistrate ca stocuri în momentul achiziţiei şi sunt trecute pe cheltuieli în momentul consumului sau sunt capitalizate, după caz.
Stocurile sunt evaluate la cea mai mică valoare dintre cost si valoarea realizabilă netă. Costul stocurilor consumate este determinat pe baza metodei FIFO şi include cheltuielile cu achiziţia. Valoarea realizabilă netă este preţul de vânzare estimat în cursul normal al activităţii minus costurile estimate pentru finalizare, dacă este cazul, şi cheltuielile ocazionate de vânzare.
Politica Grupului este de a înregistra o pierdere de valoare de 100% pentru stocurile mai vechi de 365 de zile şi care nu vor mai fi folosite în viitor.
(h) Numerar şi echivalente de numerar
Numerarul şi echivalentele de numerar includ casa, conturile curente şi depozitele bancare cu o maturitate iniţială de până la 3 luni care sunt supuse unui risc nesemnificativ de schimbare a valorii juste.
(i) Rezervele din reevaluare
După recunoaşterea ca activ, un element de imobilizări corporale a cărui valoare justă poate fi evaluată în mod fiabil este contabilizat la o valoare reevaluată, aceasta fiind valoarea sa justă la data reevaluării mai puţin orice amortizare acumulată ulterior şi orice pierderi acumulate din depreciere. Reevaluările se fac cu suficientă regularitate pentru a se asigura valoarea contabilă nu diferă semnificativ de ceea ce s-ar fi determinat prin utilizarea valorii juste la data bilanţului.
Dacă valoarea contabilă a unui activ este majorată ca urmare a unei reevaluări, această majorare este înregistrată direct în capitalurile proprii în rezervele din reevaluare. Cu toate acestea, majorarea este recunoscută în contul de profit sau pierdere în masura în care aceasta compensează o descreştere din reevaluarea aceluiaşi activ recunoscut anterior în contul de profit sau pierdere.
Dacă valoarea contabilă a unei imobilizări corporale este diminuată ca urmare a unei reevaluări, această diminuare este recunoscută în contul de profit sau pierdere. Cu toate acestea, diminuarea se efectuează prin reducerea rezervelor din reevaluare, în masura în care există sold creditor în surplusul din reevaluare pentru acea imobilizare corporală.
Rezerva din reevaluare inclusa în capitalurile proprii aferentă unui element de imobilizări corporale este transferată direct în rezultatul reportat pe masura amortizării imobilizării corporale reevaluate şi atunci când activul este derecunoscut.
Începand cu data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea imobilizărilor corporale, inclusiv a terenurilor, efectuată după data de 1 ianuarie 2004, care sunt deduse la calculul profitului impozabil prin intermediul amortizării fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate şi/sau casate, se impozitează concomitent cu deducerea amortizării fiscale, respectiv la momentul scăderii din gestiune a acestor mijloace fixe, după caz.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
26
Grupul a înregistrat impozit amânat pentru datoria privind rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuată după data de 1 ianuarie 2004.
Rezervele din reevaluarea imobilizărilor corporale, inclusiv a terenurilor, efectuată pană la data de 31 decembrie 2003, precum si porţiunea reevaluării efectuată după data de 1 ianuarie 2004 şi aferentă perioadei de până la 30 aprilie 2009 nu vor fi impozitate în momentul transferului în rezultatul reportat.
Grupul nu a înregistrat impozit amânat pentru datoria privind rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuată până la data de 31 decembrie 2003.
Rezervele din reevaluarea imobilizărilor corporale sunt impozabile în viitor, în situaţia modificării destinaţiei rezervelor sub orice formă, în cazul lichidării, fuziunii Grupului, inclusiv la folosirea acesteia pentru acoperirea pierderilor contabile, cu excepţia transferului, după data de 1 mai 2009, de rezerve aferente evaluărilor efectuate după 1 ianuarie 2004 în rezultatul reportat, care sunt impozitate concomitent cu deducerea amortizării fiscale.
(j) Deprecierea activelor nefinanciare
Valorile contabile ale activelor nefinanciare ale Grupului, altele decât stocurile şi creanţele privind impozitul amânat, sunt revizuite la fiecare dată de raportare pentru a determina dacă există dovezi cu privire la existenţa unei deprecieri. O pierdere din depreciere este recunoscută dacă valoarea contabilă a unui activ sau a unei unităţi generatoare de numerar depăşeşte valoarea recuperabilă estimată.
Valoarea recuperabilă a unui activ sau a unei unitaţi generatoare de numerar este maximul dintre valoarea de utilizare si valoarea justă minus costurile de vânzare. La determinarea valorii de utilizare, fluxurile de numerar viitoare preconizate sunt actualizate pentru a determina valoarea prezentă, utilizând o rată de actualizare înainte de impozitare care reflectă evaluările curente ale pieţei cu privire la valoarea în timp a banilor şi riscurile specifice activului.
Pentru testarea deprecierii, activele care nu pot fi testate individual sunt grupate la nivelul celui mai mic grup de active care generează intrări de numerar din utilizarea continuă şi care sunt în mare masură independente de intrarile de numerar generate de alte active sau grupuri de active („unitate generatoare de numerar”).
Pierderile din depreciere sunt recunoscute în contul de profit sau pierdere. Pierderile din depreciere recunoscute în legatură cu unităţile generatoare de numerar sunt alocate cu prioritate pentru reducerea valorii contabile a fondului comercial alocat unitaţilor generatoare de numerar (grupului de unităţi generatoare de numerar), dacă este cazul, şi apoi pro rata pentru reducerea valorii contabile a celorlalte active din cadrul unităţii generatoare de numerar (grupului de unităţi generatoare de numerar).
O pierdere din depreciere a fondului comercial nu este reluată. Pentru celelalte active pierderea din depreciere este reluată numai în măsura în care valoarea contabilă a activului nu depăşeşte valoarea contabilă care ar fi putut fi determinată, netă de amortizare, daca nu ar fi fost recunoscută nicio depreciere.
(k) Capital social
Acţiunile ordinare sunt clasificate ca parte a capitalurilor proprii. Costurile suplimentare direct atribuibile emisiunii acţiunilor ordinare şi opţiunilor pe acţiuni sunt recunoscute ca o reducere a capitalurilor proprii la valoarea netă de efectele fiscale.
(l) Dividende
Dividendele sunt recunoscute ca datorie atunci când este stabilit dreptul acţionarului de a primi plata.
(m) Datorii comerciale şi alte datorii
Datoriile către furnizori şi alte datorii, sunt înregistrate la costul amortizat şi, includ contravaloarea facturilor emise de furnizorii de produse, lucrări executate şi servicii prestate.
(n) Împrumuturile purtătoare de dobândă
Împrumuturile sunt recunoscute iniţial la valoarea justă, netă de costurile de tranzacţionare. Ulterior recunoaşterii iniţiale, împrumuturile sunt înregistrate la costul amortizat, orice diferenţă între cost şi valoarea de rambursare fiind recunoscută în contul de profit şi pierdere pe perioada împrumutului în baza unei rate de dobândă efectivă.
(o) Recunoaşterea şi derecunoaşterea instrumentelor financiare nederivate
Active financiare nederivate
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
27
Grupul recunoaşte iniţial creanţele la data la care au fost iniţiate. Toate celelalte active financiare sunt recunoscute iniţial la data tranzacţionării, când Grupul devine parte a condiţiilor contractuale ale instrumentului.
Grupul derecunoaşte un activ financiar atunci când expiră drepturile contractuale asupra fluxurilor de numerar generate de activ sau când sunt transferate drepturile de a încasa fluxurile de numerar contractuale ale activului financiar printr-o tranzacţie prin care riscurile şi beneficiile dreptului de proprietate asupra activului financiar sunt transferate în mod semnificativ. Orice interes în activul financiar transferat care este creat sau păstrat de către Grup este recunoscut separat ca un activ sau o datorie.
Activele şi datoriile financiare sunt compensate iar în situaţia poziţiei financiare este prezentată valoarea netă numai atunci când Grupul are dreptul legal de a compensa valorile şi intenţionează fie le deconteze în bază netă, fie să realizeze activul şi să stingă obligaţia simultan.
Activele financiare nederivate ale Grupului sunt reprezentate în principal de creanţe comerciale şi alte creanţe şi numerar şi echivalente de numerar.
Datorii financiare nederivate
Grupul recunoaşte iniţial instrumentele de datorie emise şi datoriile subordonate la data la care sunt iniţiate. Toate celelalte datorii (inclusiv datoriile desemnate la valoarea justă prin contul de profit sau pierdere) sunt recunoscute iniţial la data tranzacţionării, atunci când Grupul devine parte a condiţiilor contractuale ale instrumentului.
Grupul derecunoaşte o datorie financiară atunci când obligaţiile contractuale sunt achitate sau sunt anulate sau expiră.
Grupul clasifică datoriile financiare nederivate în categoria altor datorii financiare. Aceste datorii financiare sunt recunoscute iniţial la valoarea justă minus orice costuri de tranzacţionare direct atribuibile. Ulterior recunoaşterii iniţiale aceste datorii financiare sunt evaluate la cost amortizat utilizând metoda dobânzii efective.
Alte datorii financiare nederivate cuprind împrumuturi, datorii comerciale si alte datorii.
(p) Impozitul pe profit
Cheltuiala cu impozitul pe profit cuprinde impozitul curent si impozitul amânat. Impozitul curent şi impozitul amânat sunt recunoscute în contul de profit sau pierdere cu excepţia cazului în care acestea sunt aferente combinărilor de întreprinderi sau unor elemente recunoscute direct în capitalurile proprii sau în alte elemente ale rezultatului global.
(i) Impozit curent
Impozitul curent reprezintă impozitul care se aşteaptă fie plătit sau primit pentru profitul sau pierderea fiscală realizată în anul curent, utilizând cote de impozitare adoptate sau în mare masură adoptate la data raportării, precum şi orice ajustare privind obligaţiile de plată a impozitului pe profit aferente anilor precedenţi. Impozitul curent pe profit datorat include şi impozitul aferent dividentelor datorate declarate.
(ii) Impozit amânat
Impozitul amânat este recunoscut pentru diferenţele temporare ce apar între valoarea contabilă a activelor şi datoriilor utilizată în scopul raportărilor financiare şi baza fiscală utilizată pentru calculul impozitului.
Impozitul amânat nu se recunoaşte pentru:
diferenţele temporare care apar la recunoaşterea iniţială a activelor şi datoriilor provenite din tranzacţii care nu sunt combinări de întreprinderi şi care nu afectează profitul sau pierderea contabilă sau fiscală;
diferenţele temporare provenind din investiţii în filiale sau entităţi controlate în comun, în măsura în care este probabil ca acestea să nu fie reluate în viitorul previzibil; şi
diferenţele temporare rezultate la recunoaşterea iniţială a fondului comercial.
Evaluarea impozitului amânat reflectă consecinţa fiscală care ar decurge din modul în care Grupul se aşteaptă, la sfârşitul perioadei de raportare, recupereze sau deconteze valoarea contabilă a activelor şi a datoriilor sale.
Impozitul amânat este calculat pe baza cotelor de impozitare care se preconizeaza vor fi aplicabile diferenţelor temporare la reluarea acestora, în baza legislaţiei adoptate sau în mare masură adoptate la
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
28
data raportării.
Creanţele şi datoriile cu impozitul amânat sunt compensate numai dacă există dreptul legal de a compensa datoriile şi creanţele cu impozitul curent şi dacă acestea sunt aferente impozitelor percepute de aceeaşi autoritate fiscală pentru aceeaşi entitate supusă taxării sau pentru entităţi fiscale diferite, dar care intenţionează deconteze creanţele şi datoriile cu impozitul curent pe baza netă sau ale căror active şi datorii din impozitare vor fi realizate simultan.
O creanţă cu impozitul amânat este recunoscută pentru pierderi fiscale neutilizate, credite fiscale şi diferenţe temporare deductibile, numai în măsura în care este probabilă realizarea de profituri viitoare taxabile care poată fi utilizate pentru acoperirea pierderii fiscale. Creanţele cu impozitul amânat sunt revizuite la fiecare dată de raportare şi sunt diminuate în măsura în care nu mai este probabilă realizarea beneficiului fiscal aferent.
(iii) Expunerea în ceea ce priveşte impozitul pe profit
Grupul consideră impactul poziţiei taxelor incert şi dacă taxe şi dobânzi suplimentare pot fi datorate, la determinarea valorii impozitului curent si amânat. Această evaluare se bazează pe estimari şi ipoteze şi poate implica o serie de raţionamente profesionale cu privire la evenimente viitoare. Informaţii noi pot deveni disponibile care determină Grupul modifice raţionamentele sale profesionale în ceea ce priveşte caracterul adecvat al obligaţiilor fiscale existente; astfel de modificări ale obligaţiilor fiscale pot avea un impact asupra cheltuielii cu impozitul pe profit în perioada în care o astfel de determinare are loc.
(q) Beneficiile angajaţilor
Alte beneficii pe termen lung ale angajaţilor
Obligaţia netă a Grupului în ceea ce priveşte beneficiile pe termen lung acordate salariaţilor, alta decât planurile de pensii, este valoarea beneficiilor viitoare pe care salariaţii le-au câştigat în schimbul serviciilor prestate în perioada curentă şi în cea anterioară. Acest beneficiu este actualizat pentru a determina valoarea justă a acestuia, iar valoarea justă a oricarui activ aferent este dedusă. Aceste beneficii sunt estimate utilizând metoda factorului de credit proiectat. Orice câştiguri sau pierderi actuariale sunt recunoscute în alte elemente ale rezultatului global în perioada în care apar. Alte beneficii pe termen lung ale angajaţilor sunt reprezentate de primele jubiliare.
Tranzacțiile cu plata pe baza de acţiuni cu decontare în numerar
Valoarea justă a datoriei către angajaţi în ceea ce priveşte drepturile privind aprecierea acţiunilor care sunt decontate în numerar este recunoscută ca o cheltuială în corespondenţă cu o creştere a datoriilor în perioada în care angajaţii obţin dreptul necondiţionat la plată. Până în momentul decontării datoriei, Grupul trebuie reevalueze valoarea justă a datoriei la fiecare dată de raportare şi la data decontării, orice modificări ale valorii juste fiind recunoscute în contul de profit şi pierdere al perioadei.
Grupul recunoaşte serviciile primite şi o datorie de plată pentru acele servicii, pe masură ce angajaţii prestează serviciile. Anumite drepturi privind aprecierea acţiunilor intră în drepturi imediat şi prin urmare angajaţilor nu li se cere finalizeze o perioadă specificată de serviciu pentru a fi îndreptăţiţi la plata în numerar. În astfel de cazuri, Grupul recunoaşte la data acordării întreaga valoare a primei ca o cheltuială.
Beneficii ale angajaţilor pe termen scurt
Obligaţiile privind beneficiile pe termen scurt evaluate pe o bază neactualizată şi sunt recunoscute ca şi cheltuieli pe masură ce serviciile sunt prestate. Un provizion este recunoscut la valoarea estimată a fi platită pentru beneficiile pe termen scurt sub formă de prime sau participarea salariaţilor la profit, numai în cazul în care Compania are o obligaţie prezentă, legală sau implicită de a achita această sumă pentru serviciile trecute prestate de angajaţi, iar această obligaţie poate fi estimată. Beneficiile angajaţilor pe termen scurt sunt reprezentate în principal de salarii.
În cursul normal al activitaţii, Grupul face plaţi în numele angajaţilor săi către fondul de pensii. Toţi angajaţii Grupului sunt membri ai planului de pensii al Statului Român. Aceste plaţi sunt trecute pe cheltuială pe masura prestării serviciilor de către angajaţi.
(r) Venituri
Venitul este recunoscut atunci când riscurile şi beneficiile semnificative au fost transferate cumpărătorului, obţinerea beneficiilor economice este probabilă, iar costurile asociate pot fi estimate în mod corect. Veniturile constau, în principal, în venituri din serviciul de transport, din serviciul de sistem şi din piaţa de echilibrare calculate în funcţie de volumul energiei livrată consumatorilor. Tarifele de transport şi de servicii de sistem sunt reglementate de catre ANRE. Veniturile includ de asemenea
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
29
valoarea tranzacţiilor desfaşurate pe piaţa de echilibrare, după cum este descris in Nota 1.
Statul român, prin ANRE, reglementează tarifele percepute de Grup pentru serviciul de transport al energiei electrice şi pentru serviciul de operator de sistem. Statul român îndeplineşte mai multe roluri în afară de cel de acţionar majoritar şi, ca urmare ar putea avea obiective şi scopuri mai cuprinzătoare decât un investitor al carui principal interes este randamentul investiţiei.
După cum este menţionat în Nota 1, Compania este şi administratorul schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înalta eficienţă. Compania acţionează în calitate de agent întrucât este implicată în colectarea şi distribuirea banilor.
Deasemenea, Compania şi OPCOM SA sunt implicate în mecanismul de cuplare prin preţ a pieţelor regionale în baza Ordinului ANRE nr.82/2014 (vezi Nota 1).
Astfel, în cadrul mecanismului de cuplare prin preţ a pieţelor regionale, Compania:
- îndeplineşte rolul de participant implicit pe PZU şi are calitatea de agent de transfer;
- pune la dispoziţie capacitatea de interconexiune pentru livrarea fizică a energiei electrice tranzactionată pe PZU, respectiv trecerea energiei de la o zona de ofertare la alta prin intermediul liniilor de interconexiune, fiind limitată de capacitatea disponibilă de transfer a acestora.
Tarifele de racordare
IFRIC 18 “Transferuri de active de la clienţi” se aplică contractelor cu clienţii în care Compania încasează disponibilităţi băneşti de la un client când aceste disponibilităţi băneşti trebuie sa fie utilizate numai pentru construcţia sau achiziţia unui element de imobilizări corporale, iar Grupul trebuie utilizeze apoi această imobilizare corporală pentru conectarea clienţilor la reţea.
Legea energiei electrice şi a gazelor naturale nr.123/2012, cu modificările şi completările ulterioare, prevede la art.25 alin.(1) următoarele: “Racordarea la reţelele electrice de interes public şi accesul la reţelele electrice de interes public reprezintă un serviciu obligatoriu, în condiţii reglementate, pe care trebuie să-l îndeplinească operatorul de transport şi de sistem, precum şi operatorul de distribuţie”.
Tariful de racordare este un tarif reglementat care reprezintă cheltuială efectuată de un operator de reţea pentru realizarea lucrărilor de racordare a unui loc de consum şi/sau de producere al unui utilizator la reţeaua electrică.
În condiţiile în care, conectarea unui client la reţeaua electrică de transport nu reprezintă o componentă separată a contractului de racordare, tarifele de racordare sunt recunoscute în contul de profit sau pierdere în mod sistematic pe durata de viaţă utilă a activului.
Compania recunoaşte disponibilităţile băneşti încasate din tariful de racordare în creditul contului “Venituri în avans” în cadrul situaţiei poziţiei financiare şi ulterior recunoaşte venitul în categoria “Alte venituri” în cadrul contului de profit şi pierdere, în mod sistematic pe durata de viaţă utilă a activului.
(s) Costurile nete ale finanţarii
Costurile nete ale finanţării includ dobânzile corespunzatoare împrumuturilor calculate folosind metoda ratei efective de dobândă, mai puţin costurile îndatorării capitalizate ca parte a costurilor activelor cu ciclul lung de fabricaţie, veniturile din dividende, diferenţele de curs valutar favorabile şi nefavorabile, onorariile şi comisioanele de risc.
Conform cu S IC 23 ”Costurile îndatorării” revizuit şi invocând excepţia opţională de la aplicarea retroactivă potrivit IFRS 1 “Adoptarea pentru prima oară a IFRS”, Grupul capitalizează costurile împrumuturilor legate de active care necesită o perioadă lungă de timp până la punerea în funcţiune sau vânzare pentru care finanţarea a fost obţinută după data de 1 ianuarie 2011, data tranziţiei la IFRS.
Veniturile din dobânzi sunt recunoscute în contul de profit şi pierdere al anului în care apar, folosind metoda ratei efective de dobândă . Veniturile din dividende sunt recunoscute în contul de profit şi pierdere la data la care dreptul Grupului de a primi dividende este recunoscut.
(t) Subvenţii
Subvenţiile aferente activelor sunt recunoscute iniţial ca “venituri în avans” la valoarea justă atunci când există o asigurare rezonabilă vor fi primite, iar Grupul va respecta condiţiile asociate subvenţiilor, iar apoi subvenţiile sunt recunoscute în contul de profit şi pierdere ca alte venituri din exploatare pe parcursul duratei de viaţă utilă a activului la care se referă. Fondurile nerambursabile sunt recunoscute ca şi active în momentul în care există o asigurare rezonabilă acestea vor fi primite prin îndeplinirea condiţiilor aferente.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
30
(u) Provizioane
Un provizion este recunoscut atunci, şi numai atunci când sunt îndeplinite următoarele condiţii: Grupul are o obligaţie curentă (legală sau implicită) ca urmare a unui eveniment trecut; este probabil (adică, mai mult probabil decat improbabil) ca o ieşire de resurse reprezentând beneficii economice fie necesară pentru decontarea obligaţiei; când poate fi facută o estimare corectă în ceea ce priveşte suma obligaţiei. Acolo unde efectul valorii în timp a banilor este semnificativ, valoarea unui provizion este valoarea prezentă a cheltuielilor ce se prevăd a fi necesare pentru decontarea obligaţiei.
(v) Rezultatul pe acţiune
În conformitate cu SIC 33 “Rezultatul pe acţiune”, rezultatul pe acţiune este calculat prin împartirea profitului sau pierderii atribuite acţionarilor Grupului la media ponderată a acţiunilor ordinare ale perioadei.
Media ponderată a acţiunilor în circulaţie în timpul exerciţiului reprezintă numărul de acţiuni de la începutul perioadei, ajustat cu numărul acţiunilor emise, înmulţit cu numărul de luni în care acţiunile s-au aflat în circulaţie în timpul exerciţiului.
Diluarea este o reducere a rezultatului pe acţiune sau o creştere a pierderilor pe acţiune rezultate în ipoteza instrumentele convertibile sunt convertite, sau ca acţiuni ordinare sunt emise după îndeplinirea anumitor condiţii specificate. Obiectul rezultatului pe acţiune diluat este similar cu acela al rezultatului pe acţiune de bază şi anume, de a evalua interesul fiecarei acţiuni ordinare în cadrul performanţei unei entităţi.
(w) Contingente
Datoriile contingente nu sunt recunoscute în situaţiile financiare anexate. Acestea sunt prezentate în cazul în care ieşirea de resurse încorporând beneficii economice este posibilă şi nu probabilă.
Un activ contingent nu este recunoscut în situaţiile financiare anexate, ci este prezentat atunci cand o intrare de beneficii economice este probabilă.
(x) Segmente operaţionale
Un segment operațional este o componentă a unei entități:
care se angajează în activități din care poate obtine venituri și de pe urma cărora poate suporta cheltuieli (inclusiv venituri și cheltuieli aferente tranzacțiilor cu alte componente ale aceleiași entități);
ale cărei rezultate din activitate sunt revizuite periodic de către principalul factor decizional al entității in vederea luării de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segment și a evaluării performanței acestuia; și
pentru care sunt disponibile informații financiare distincte.
Grupul își desfășoară operațiunile în mai multe locaţii din România, care sunt angajate atât în activitatea de transport, cât şi în cea de dispecer. Conducerea Grupului consideră operaţiunile în totalitatea lor ca “un singur segment”.
Segmentele operaţionale sunt prezentate în manieră consecventă cu raportarea internă furnizată de către principalul factor decizional operaţional al entităţii în vederea luării de decizii cu privire la alocarea resurselor pe segmente şi a evaluării performanţei acestuia.
(y) Implicaţiile noilor Standarde Internaţionale de Raportare Financiară (IFRS UE)
Următoarele standarde noi și amendamente ale standardelor existente emise de Comitetul pentru Standarde Internaționale de Contabilitate (IASB) și adoptate de Uniunea Europeană (UE) nu au intrat încă în vigoare pentru perioada de raportare financiară anuală încheiată la 31 decembrie 2021 și nu au fost aplicate la întocmirea acestor situații financiare:
Normă/Interpretare
[IAS 8.31 (a), 8.31(c)]
Natura modificării iminente a politicii contabile [IAS 8.31 (b)]
Impactul posibil asupra situațiilor financiare
[IAS 8.31 (e)]
Amendamente la IFRS 4 “Contracte de asigurare”
(în vigoare pentru perioade anuale începând cu 1 ianuarie 2021 sau ulterior acestei date)
Amendamentele la IFRS 4 prelungesc termenul de expirare a derogării temporare de la aplicarea IFRS 9 până în 2023, pentru a alinia data intrării în vigoare a IFRS 9 la noul IFRS 17.
Adoptarea amendamentelor la IFRS 4 nu a avut impact asupra situațiilor financiare individuale,
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
31
Normă/Interpretare
[IAS 8.31 (a), 8.31(c)]
Natura modificării iminente a politicii contabile [IAS 8.31 (b)]
Impactul posibil asupra situațiilor financiare
[IAS 8.31 (e)]
Amendamente la IAS 39 ”Instrumente financiare: recunoaștere și evaluare”, IFRS 4 “Contracte de asigurare”, IFRS 7 ”Instrumente financiare: informații de furnizat”, IFRS 9 ”Instrumente financiare” și IFRS 16 “Contracte de leasing”
(în vigoare pentru perioade anuale începând cu 1 ianuarie 2021 sau ulterior acestei date)
Amendamentele prevăd un tratament contabil specific pentru a eșalona în timp modificările valorii instrumentelor financiare sau a contractelor de închiriere survenite ca urmare a înlocuirii indicelui de referință al ratei dobânzii, ceea ce împiedică un impact brusc asupra profitului sau pierderii și împiedică întreruperile inutile ale relațiilor de acoperire împotriva riscurilor, urmare înlocuirii indicelui de referință al ratei dobânzii.
Impactul modificărilor a fost evaluat si nu este semnificativ
Amendamente la IFRS 16 “Concesii privind chiria legate de COVID 19 dupa 30 iunie 2021” (aplicabil de la 1 aprilie 2021)
Amendamentul prevede o extensie de 1 an
Adoptarea amendamentelor la IFRS 16 nu a avut impact asupra situațiilor financiare individuale ale anului 2021.
Modificări ale referințelor la cadrul general conceptual în standardele IFRS 2018 -2020
(în vigoare pentru perioade anuale începând cu sau după data de 1 ianuarie 2022)
Obiectivul modificărilor este de a actualiza referințele existente la cadrele anterioare, înlocuindu-le cu referințe la cadrul general conceptual revizuit, din mai multe standarde și interpretări IFRS 3 ”Combinări de întreprinderi”,”, IAS 37 ”Provizioane, datorii contingente și active
IAS 16 “ Imobilizari corporale
Adoptarea acestor amendamente nu a avut impact asupra situațiilor financiare individuale ale anului 2021.
Amendament la IAS 1 - Clasificarea datoriilor curente si necurente (aplicabil incepand cu 1 ianuarie 2023). Acest amendament a fost publicat in Januarie 2020 si este subiectul unor imbunatatiri viitoare, cel mai probabil data efectiva de aplicare va fi 1 ianuarie 2024, conform proiectului de expunere publicat in Q4 2021.
Amendamentul clarifica cum ar trebui clasificate datoriile si alte datorii financiare ca fiind curente sau non curente. he amendments clarified how an entity classifies debt and other financial liabilities as current or non-current in particular circumstances
Adoptarea amendamentelor nu va avea impact asupra situațiilor financiare individuale, întrucât acest standard nu este aplicabil la data întocmirii acestor situații financiare.
Amendamente la IAS 8 definitia estimarilor contabile (aplicabil incepand cu 1 ianuarie 2023).
Amendamentul clarifica cum ar trebuie companiile sa distinga intre schimbare de politica si shimbare de estimare.
Adoptarea amendamentelor nu va avea impact asupra situațiilor financiare individuale, întrucât acest standard nu este aplicabil la data întocmirii acestor situații financiare.Se estimeaza ca nu va avea un impact semnificativ in viitor.
Amendament la IAS 12 Impozit amanate impozitul amanat rezultat afferent activelor si datoriilor rezultate dintr-o singura tranzactie (aplicabil incepand cu 1 ianuarie 2023).
Amendamentul restrange sfera de aplicare a scutirii de recunoastere initiala (IRE), astfel incat aceasta sa nu se aplice tranzactiilor care dau nastere la diferente temporare egale si compensatoare.
Adoptarea amendamentelor nu va avea impact asupra situațiilor financiare individuale, întrucât acest standard nu este aplicabil la data întocmirii acestor situații financiare.Se estimeaza ca nu va avea un impact semnificativ
Grupul anticipează că adoptarea acestor standarde și amendamente la standardele existente nu va avea un impact semnificativ asupra situațiilor financiare ale Grupului în perioada de aplicare inițială.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
32
4. DETERMINAREA VALORII JUSTE
Anumite politici contabile ale Grupului și cerințe de prezentare a informațiilor necesită determinarea valorii juste atât pentru activele și datoriile financiare, cât și pentru cele nefinanciare. În determinarea valorilor juste ale activelor și datoriilor, Grupul folosește pe cât posibil valori de piață observabile. Valorile juste sunt clasificate pe mai multe niveluri în ierarhia valorilor juste pe baza datelor de intrare folosite în tehnicile de evaluare, după cum urmează:
- Nivelul 1: prețuri cotate (neajustate) de pe piețe active pentru active și datorii identice;
- Nivelul 2: date de intrare, altele decât prețurile cotate incluse în nivelul 1, care sunt observabile pentru active sau datorii, fie în mod direct (ex: prețuri) sau indirect (ex: derivate din prețuri);
- Nivelul 3: date de intrare pentru active și datorii care nu sunt bazate pe date din piață observabile.
Valorile juste au fost determinate în scopul evaluării și/sau prezentării informațiilor în baza metodelor descrise mai jos:
(i) Imobilizări corporale
Valoarea justă a elementelor de imobilizări corporale se bazează în principal pe metoda costului având în vedere particularitățile imobilizărilor corporale deținute de către Grup , cu excepția activelor în curs de execuție, care sunt contabilizate în conformitate cu modelul bazat pe cost.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
33
5. IMOBILIZĂRI CORPORALE
Între 1 ianuarie 2020 şi 31 decembrie 2021, imobilizările corporale au evoluat astfel:
Terenuri și amenajări de terenuri
Clădiri și instalații speciale
Utilaje și echipamente
Aparate de măsură și control
Vehicule
Alte imobilizări corporale
Imobilizări corporale în curs
Total
COST
Sold la 1 Ianuarie 2020
89.038
1.402.857
1.560.125
142.631
55.536
289.620
429.822
3.969.629
Intrări
-
406
77
774
210
1.257
377.779
380.504
Transferuri din imobilizări corporale în curs
16
27.214
101.478
42.782
12
4.728
(176.228)
-
Reclasificări între conturile de imobilizări
-
(22)
32
(11)
-
-
14.533
14.533
Ieșiri
-
(6.436)
(526)
(498)
(458)
(198)
(2.683)
(10.799)
Impact reevaluare
(477)
-
-
-
-
-
-
(477)
Sold la 31 Decembrie 2020
88.577
1.424.019
1.661.185
185.679
55.300
295.407
643.223
4.353.390
Sold la 1 Ianuarie 2021
88.577
1.424.019
1.661.185
185.679
55.300
295.407
643.223
4.353.390
Intrări
-
-
536
492
242
137
506.285
507.692
Transferuri din imobilizări corporale în curs
1.023
59.616
182.541
10.455
308
340
(254.282)
-
Reclasificări între conturile de imobilizări
-
-
-
-
-
-
(906)
(906)
Ieșiri
(524)
(156)
(607)
(183)
(298)
(393)
(309)
(2.471)
Impact reevaluare
-
-
-
-
-
-
-
-
Sold la 31 Decembrie 2021
89.076
1.483.479
1.843.655
196.442
55.552
295.491
894.011
4.857.705
Amortizare cumulată
Sold la 1 Ianuarie 2020
138
81.772
18.475
27.763
36.778
251.470
-
416.396
Cheltuiala cu amortizarea
-
76.415
145.440
25.673
5.018
11.913
-
264.459
Amortizarea cumulată a ieșirilor
-
(6.284)
(260)
(495)
(397)
(198)
-
(7.634)
Impact din reevaluare
-
-
-
-
-
-
-
-
Sold la 31 Decembrie 2020
138
151.903
163.655
52.941
41.399
263.185
-
673.221
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
34
Terenuri și amenajări de terenuri
Clădiri și instalații speciale
Utilaje și echipamente
Aparate de măsură și control
Vehicule
Alte imobilizări corporale
Imobilizări corporale în curs
Total
Sold la 1 Ianuarie 2021
138
151.903
163.655
52.941
41.399
263.185
-
673.221
Cheltuiala cu amortizarea
-
72.609
160.431
28.338
4.350
7.838
-
273.566
Amortizarea cumulată a ieșirilor
-
(97)
(137)
(183)
(298)
(393)
-
(1.109)
Impact din reevaluare
-
-
-
-
-
-
-
-
Sold la 31 Decembrie 2021
138
224.416
323.949
81.096
45.451
270.630
-
945.679
Ajustări pentru depreciere
Sold la 1 ianuarie 2020
-
14.068
(4)
-
-
-
20.891
34.955
Cheltuiala cu ajustările de depreciere
-
-
(2)
-
-
-
8.953
8.951
Sold la 31 Decembrie 2020
-
14.068
(4)
-
-
-
29.844
43.906
-
-
-
Sold la 1 ianuarie 2021
-
14.068
(4)
-
-
-
29.844
43.906
Cheltuiala cu ajustările de depreciere
-
-
-
-
-
-
(13.321)
(13.321)
Sold la 31 Decembrie 2021
-
14.068
(4)
-
-
-
16.522
30.585
Valoarea contabilă netă
Sold la 31 Decembrie 2020
88.439
1.258.048
1.497.534
132.738
13.901
32.222
613.379
3.636.262
Sold la 31 Decembrie 2021
88.938
1.244.995
1.519.710
115.346
10.101
24.861
877.488
3.881.441
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
35
Valoarea totală netă a imobilizărilor corporale este mai mare la 31 decembrie 2021 faţă de 31 decembrie 2020 pe fondul unei creşteri a sumelor imobilizărilor corporale în curs reprezentate, în principal, de realizarea lucrărilor de investiţii în staţiile şi liniile electrice de înaltă tensiune, astfel:
LEA 400 kV d.c. Cernavodă-Stâlpu şi racord în Gura Ialomiţei – 182.526;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400kV s.c. Porţile de Fier - (Anina) – Reşiţa – 31.022;
Retehnologizarea Staţiei 400/110/20 kV Domneşti – 23.158;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Iaz – 22.822;
Modernizarea Staţiei 400 (220)/110/20 kV Munteni – 21.031;
Retehnologizarea Stației 220/110 kV Craiova Nord – 20.332;
Retehnologizarea Staţiei 400/110/20 kV Smârdan – 14.745;
Racordarea LEA 400 kV Isaccea - Varna şi LEA 400 kV Isaccea - Dobrudja în Staţia 400 kV Medgidia Sud, Etapa I - Extinderea Staţiei 400 kV Medgidia Sud – 14.666;
Extinderea Staţiei 400 kV Gura Ialomiţei cu două celule: LEA 400 kV Cernavodă 2 și 3 - 12.666;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Hăşdat – 11.977;
Înlocuire AT 3-ATUS-SF 400/400/160 MVA 400/231/22 kV, din Staţia 400/220 kV Porţile de Fier 11.055;
Montare trafo T3 - 250 MVA în Staţia 400/110 kV Sibiu Sud – 10.975;
Modernizarea staţiilor 110 kV Bacău Sud şi Roman Nord aferente axului 400 kV Moldova – 10.819;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Medgidia Sud – 10.241;
Modernizarea Staţiei 220/110/20 kV Râureni – 10.234;
Înlocuire AT și Trafo în stațiile electrice - Etapa 2, faza 2 - LOT 1 - LOT 2 – 10.125;
Relocări reţele electrice 400 KV la intersecţia cu Autostrada de Centură Bucureşti: KM 0+00 - KM 100+900, Lotul 2: 69+000 - KM 85 +300, aferent Centura Sud, LEA 400 KV Domneşti - Bucureşti Sud şi LEA 400 KV Slatina - Bucureşti Sud – 9.879;
Celule mobile 400 kV pentru conectarea BC în staţiile 400 kV Bradu şi Sibiu Sud – 9.205;
Modernizarea Staţiei 220/110 kV Dumbrava – 7.355;
Retehnologizarea Staţiei 220/110/20 kV Baru Mare – 6.244;
Retehnologizarea Staţiei 220/110/20 kV Ungheni – 6.024;
Montarea AT 2 400 MVA, 400/231/22 kV precum şi a celulelor aferente în Staţia Iernut și modernizarea sistemului de comandă-control al Stației 400/220/110/6 kV Iernut – 4.854;
Consolidare servere și rețea stocare date (cloud privat) – 4.665;
Modernizare electroalimentare la sediile UNO-DEN – 4.477;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Timişoara şi trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Anina - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad, etapa II: Staţia 400 kV Timişoara – 4.032;
Modernizare în vederea diminuării efectelor galopării pe LEA 400 kV din zona Bărăgan Feteşti. Diminuarea efectelor galopării pe LEA 400 kV Bucureşti Sud Gura Ialomiţei si LEA 400 kV Cernavodă – Gura Ialomiţei (circuitul 2) – 3.746;
Modernizarea instalaţiilor de 110 kV şi 400 (220 kV) din Staţia Focşani Vest – 3.746;
LEA 400 kV d.c. Gutinaş – Smârdan – 3.460;
Relocarea rețelelor de înaltă tensiune, Autostrada Sibiu Piteşti, km 0+000 km 14+150, Lotul 1: km 0+000 – km 13+170, LEA 400 kV s.c. Țânţăreni – Sibiu Sud - 3.458;
Modernizarea Staţiei 220/110/20 kV Vetiş - echipament primar – 3.193;
Relocarea reţelelor de înaltă tensiune LEA 220 kV d.c. Lotru Sibiu Sud, Lot 1 km 0+000 km 13+170, – 3.172;
Echipamente de comunicaţii SDH inel N-E – 3.035;
Achiziţia si montajul a 21 sisteme de monitorizare pentru unităţile de transformare din staţiile CNTEE Transelectrica SA – 2.771;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - Staţia 400/220/110 kV Reşiţa – 2.659;
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
36
Optimizarea funcționării LEA 400kV Isaccea - Tulcea Vest, LEA 400 kV Gura Ialomiţei - Lacu Sărat, prin montare de sisteme de monitorizare – 2.387;
Înlocuire trafo 16 MVA in Staţia Piteşti Sud – 2.211;
Deviere reţele 400 kV pe tronsonul 2, lot 2, situate în jud. Olt pentru execuţie drum expres Craiova- Piteşti - LEA 400 kV s.c. Slatina-Drăgăneşti Olt – 1.663;
Proiect Pilot - Retehnologizare Staţia 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de staţie digitală – 1.551;
Multifuncţionale A3 – 1.509;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Fileşti – 1.269;
Montare bobină compensare în Staţia 400 kV Sibiu Sud – 1.252;
Staţia 400 kV Stâlpu – 1.155;
Contoare etalon trifazate portabile cu accesoriile aferente, surse de sarcină trifazată portabile şi imprimante termice portabile – 1.022;
Extinderea Staţiei 400 kV Cernavodă - Etapa I+II, înlocuirea a 2 bobine de compensare, racordare linii noi – 1.020;
Înlocuire întreruptoare din staţii electrice – 1.005.
În anul 2021, cele mai mari transferuri din imobilizări corporale în curs la imobilizări corporale sunt reprezentate în principal de punerea în funcţiune a obiectivelor de investiţii, astfel:
Retehnologizarea Staţiei 400/110/20 kV Domneşti – 63.522;
Retehnologizarea Stației 220/110 kV Craiova Nord – 20.158;
Modernizarea staţiilor 110 kV Bacău Sud şi Roman Nord aferente axului 400 kV Moldova – 17.803;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Iaz – 16.571;
Montare trafo T3 - 250 MVA în Staţia 400/110 kV Sibiu Sud - 14.938;
Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor – 13.998;
Înlocuire AT 3 - ATUS-SF 400/400/160MVA 400/231/22 kV din Staţia 400/220 kV Porţile de Fier 13.739;
Înlocuire AT şi Trafo în staţiile electrice - Etapa 2, faza 2 - LOT 1 - LOT 2 – 12.237;
Celule mobile 400 kV pentru conectarea BC în staţiile 400 kV Bradu şi Sibiu Sud - 12.011;
Retehnologizarea Staţiei 220/110/20 kV Ungheni – 9.921;
Relocări reţele electrice 400 KV la intersecţia cu Autostrada de Centură Bucureşti: KM 0+00 - KM 100+900, Lotul 2: 69+000 - KM 85 +300, aferent Centura Sud, LEA 400 KV Domneşti - Bucureşti Sud şi LEA 400 KV Slatina - Bucureşti Sud – 9.879;
Retehnologizarea Staţiei 400/110/20 kV Smârdan – 9.832;
Eliberare amplasament şi realizarea condiţiilor de coexistenţă cu instalaţiile 400 kV aparţinând CNTEE TRANSELECTRICA SA în comunele Letea Veche şi Săuceşti, jud.Bacău (execuţie) 5.696;
Înlocuire întreruptoare din staţii electrice – 4.316;
LEA 400 kV s.c. Oradea Sud-Nădab-Bekescsaba, etapa finală: tronsonul dintre stâlpii 1- 42 (48) ai LEA 400 kV Oradea Sud – Nădab – 3.824;
Relocarea rețelelor de înaltă tensiune, Autostrada Sibiu Piteşti, km 0+000 km 14+150, Lotul 1: km 0+000 – km 13+170, LEA 400 kV s.c. Țânţăreni – Sibiu Sud – 3.458;
Mutări şi protejări reţele electrice de înaltă tensiune (220 kV 400 kV) AUTOSTRADA BRAŞOV CLUJ -BORŞ SECȚIUNEA 1C SIGHIŞOARA Tg. Mureş - SUBSECȚIUNILE 2 şi 3 Tg. Mureş – Ungheni - Ogra – 3.045;
Echipamente de comunicaţii SDH inel N-E – 2.731;
Înlocuire trafo 16 MVA în Staţia Piteşti Sud – 2.387;
LEA 400 kV Oradea – Beckescsaba – 1.829;
Optimizarea funcționării LEA 400kV Isaccea -Tulcea Vest, LEA 400 kV Gura Ialomiţei - Lacu Sărat, prin montare de sisteme de monitorizare – 1.739;
Deviere reţele 400 kV pe tronsonul 2, lot 2, situate în jud. Olt pentru execuţie drum expres Craiova - Piteşti - LEA 400 kV s.c. Slatina - Dragăneşti Olt – 1.663;
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
37
Multifuncţionale A3 – 1.509;
Realizare cale de comunicaţie între Staţia Reşiţa şi sediul CTSI UTT Timişoara – 1.459;
Înlocuire bobină de compensare Staţia Arad – 1.397;
Montare bobină compensare în Staţia 400 kV Sibiu Sud – 1.322;
Drum acces în Staţia Fântânele din DJ 134 – 1.066;
Contoare etalon trifazate portabile cu accesoriile aferente, surse de sarcină trifazată portabile şi imprimante termice portabile – 1.056;
Construire hală cu platformă, pod rulant şi separator de hidrocarburi pentru depozitarea echipamentelor în Staţia Suceava – 894;
Reabilitare termică clădiri din Staţia electrică de transformare Constanţa Nord – 630;
Realizare sisteme de balizaj zi noapte pe LEA 400 kV Bradu Brașov în zona stâlpilor 400 - 401- 411 - 416 - 417 - 418 – 419 – 557;
Relocarea întrerupatorului IO 400kV ABB LTB 420E2 din Staţia Dârşte în Staţia Roşiori – 470;
Sistem Wi-Fi acces reţeaua proprie şi internet – 396;
Devieri şi protejări reţele electrice pe varianta ocolitoare Satu Mare - LEA 220 kV Roşiori Vetiş 342;
Analizoare portabile de calitate a energiei electrice – 255;
Înlocuire transformator servicii interne 6/0,4 kV şi celulele aferente în Staţia 220/110 kV Baia Mare 3 – 239;
Montare Protecţie Diferenţială de Linie în Staţia Baia Mare 3 – 219;
Montare Protecţie Diferenţială de Linie în celula LEA 110kV Jibou în Staţia 220/110kV Tihău – 216;
Aparate telefonice de birou de tip IP – 196;
Mărirea gradului de siguranţă a instalaţiilor aferente Staţiei 400/220/110/10 kV Bucureşti Sud - Înlocuire echipament 10 kV - Lot II – 182;
Înlocuire baterie acumulatoare 220 V nr. 1 SI c.c. în Staţia 220/110 kV Stupărei – 167;
Montare şi punere în funcţiune Protecţie Diferenţială de Linie în celula LEA 110kV Zalău în Staţia 220/110/20 kV Sălaj – 143;
Surse de alimentare electrică continuă de tip UPS - 2 buc., Unităţi de climatizare 14,5 kW - 2 buc., Unitate de dezumidificare aer - 1 buc. – 124.
Soldul imobilizărilor corporale în curs de execuţie la 31 decembrie 2021 este reprezentat de proiectele în derulare, cele mai semnificative fiind enumerate mai jos:
LEA 400 kV d.c. Cernavodă - Stâlpu şi racord în Gura Ialomiţei – 294.589;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - LEA 400 kV s.c. Porţile de Fier - (Anina) – Reşiţa – 92.679;
Racordarea LEA 400 kV Isaccea - Varna şi a LEA Isaccea - Dobrudja în Staţia 400 kV Medgidia Sud – 56.714;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Hăşdat – 53.016;
Racordare la RET a CEE 300 MW Iveşti, CEE 88 MW Fălciu 1 şi CEE 18 MW Fălciu 2 prin noua Staţie (400)/220/110 kV Banca – 46.885;
Modernizarea Staţiei 400 (220)/110/20 kV Munteni – 31.664;
Modernizarea Staţiei 220/110/20 kV Râureni – 25.488;
Modernizarea Staţiei 220/110 kV Dumbrava – 18.630;
Modernizarea Staţiei 220/110/20 kV Arefu – 16.213;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Iaz – 16.122;
Celule mobile de 110 kV, 220 kV și 400 kV – 14.297;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Medgidia Sud – 13.738;
Montarea AT2 400 MVA, 400/231/22 kV precum şi a celulelor aferente în Staţia Iernut și modernizarea sistemului de comandă-control al Stației 400/220/110/6 kV Iernut – 13.552;
Retehnologizarea Staţiei 400/110/20 kV Smârdan – 13.005;
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
38
Extinderea Staţiei 400 kV Gura Ialomiţei cu două celule: LEA 400 kV Cernavodă 2 și 3 – 12.811;
Extinderea Staţiei 400 kV Cernavodă - Etapa I+II, înlocuirea a 2 bobine de compensare, racordare linii noi – 12.175;
Modernizarea instalaţiilor de 110 kV şi 400 (220 kV) din Staţia Focşani Vest – 11.926;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad - Etapa I - Staţia 400/220/110 kV Reşiţa – 9.286;
Retehnologizarea Staţiei 110 kV Timişoara şi trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Anina - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad, etapa II: Staţia 400 kV Timişoara – 8.901;
LEA 400 kV d.c. Gutinaş – Smârdan – 7.642;
Retehnologizarea Staţiei 220/110/20 kV Ungheni – 7.068;
Modernizarea staţiilor 110 kV Bacău Sud şi Roman Nord aferente axului 400 kV Moldova – 6.883;
Modernizarea Staţiei 220/110/20 kV Vetiş - echipament primar – 6.545;
Retehnologizarea Staţiei 220/110/20 kV Baru Mare – 6.479;
LEA 400 kV Gădălin - Suceava, inclusiv interconectarea la SEN – 6.043;
HVDC Link 400 kV (Cablu submarin Romania - Turcia) – 5.854;
Înlocuire AT şi Trafo în staţiile electrice - Etapa 2, faza 2 – LOT 1 – LOT 2 – 4.989;
Sistem integrat de securitate la staţii electrice, etapa IV – 4.817;
Consolidare servere și rețea stocare date (cloud privat) – 4.665;
Modernizare electroalimentare la sediile UNO-DEN – 4.537;
LEA 400 kV Suceava - Bălţi, pentru porţiunea de proiect de pe teritoriul României - 4.439;
Modernizare în vederea diminuării efectelor galopării pe LEA 400 kV din zona Bărăgan Feteşti. Diminuarea efectelor galopării pe LEA 400 kV Bucureşti Sud Gura Ialomiţei şi LEA 400 kV Cernavodă – Gura Ialomiţei (circuitul 2) – 3.746;
Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porţile de Fier - Reşiţa - Timişoara - Săcălaz - Arad, etapa II, LEA 400 kV d.c. Reşiţa - Timişoara – Săcălaz – 3.375;
Extindere cu noi funcţionalităţi a sistemului de control şi evidenţă informatizată a accesului în obiectivele CNTEE Transelectrica SA – 3.201;
Relocarea reţelelor de înaltă tensiune LEA 220 kV d.c. Lotru Sibiu Sud, Lot 1 km 0+000 km 13+170 – 3.172;
Racordare la RET a CEE 136 MW Platoneşti, jud. Ialomiţa, prin realizarea unei celule de 110 kV în Staţia 400/110 kV Gura Ialomiţei – 2.889;
Sistem integrat de securitate la staţii electrice, etapa III – 2.798;
Achiziţia şi montajul a 21 sisteme de monitorizare pentru unităţile de transformare din staţiile CNTEE Transelectrica SA – 2.771;
Racordarea la RET a CEE Dumeşti 99 MW şi CEE Româneşti 30 MW, judeţul Iaşi, prin realizarea unei celule de linie 110 kV în Staţia 220/110 kV FAI – 2.546;
Deviere LEA 110 kV Cetate 1 şi 2 în vecinătatea Staţiei 110/20/6 kV Ostrovul Mare – 2.578;
Staţia 400 kV Stâlpu – 2.264;
Retehnologizarea Staţiei 220/110 kV Fileşti – 1.840;
Realizare comunicaţie fibăa optică între Staţia Piteşti Sud şi centru de telecomandă şi supraveghere instalaţii al UTT Piteşti (SF) – 1.714;
Executiv - DCBPA/CPA: Consolidare, modernizare şi extindere sediu Transelectrica – 1.627;
LEA 220 kV dublu circuit Ostrovu Mare - RET (H.CA nr. 17/2007) – 1.581;
Proiect Pilot - Retehnologizarea Staţiei 220/110/20 kV Alba Iulia în concept de staţie digitală 1.551;
Sistem integrat de securitate la noua Staţie electrică de (400) 220/110 kV Banca – 1.133.
În conformitate cu prevederile art. 46 din Ordinul ANRE nr. 59/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind racordarea utilizatorilor la reţelele electrice de interes public, recepţia instalaţiilor rezultate în urma lucrărilor pentru realizarea instalaţiilor de racordare şi punerea lor în funcţiune se realizează în conformitate cu prevederile legale în vigoare.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
39
Pentru proiectul finanţat din tarif de racordare „Racordare la RET a CEE 56 MW Bogdăneşti, CEE 112,5 MW Deleni, CEE 20,8 MW Viişoara Nord 1, CEE 52,8 MW Viişoara Nord 1, CEE 47,5 MW Viişoara Sud, din zona unor localităţi din judeţul Vaslui, prin noua Staţie electrică 400/220/110 kV Banca” - lucrarea este finalizată, are Proces-Verbal la terminarea lucrărilor nr. 34759/14.11.2013, însă nu au fost întrunite condițiile tehnice de realizare a procesului-verbal de punere în funcţiune. Contractul este în vigoare până la 31.12.2022, valoare totală investiţie în curs – 48.018.
Clădirile şi instalaţiile speciale sunt prezentate în situaţiile financiare la valoarea netă. Societatea a schimbat metoda de înregistrare a reevaluării la 31 decembrie 2015 trecând de la metoda brută la cea netă pentru a prezenta o imagine mai clară, mai concisă şi mai relevantă utilizatorilor situaţiilor financiare, fără influenţa dată de o denaturare artificială a valorii contabile brute şi a amortizării.
Clădirile şi instalaţiile speciale constau în principal în staţii de transformare şi linii electrice de înaltă tensiune.
Utilajele şi echipamentele constau în principal în transformatoare şi celule aferente SEN de 110 kV, 220 kV, 400 kV şi 750 kV.
Clădirile şi instalaţiile speciale au fost reevaluate la 31 decembrie 2018 de către SC JPA Audit & Consultanță SRL , evaluator independent autorizat de către Uniunea Natională a Evaluatorilor Autorizaţi din România.
Evaluarea s-a făcut la valoarea justă, în ipoteza continuării activităţii cu utilizarea imobilizărilor corporale în structura existentă.
În cazul bunurilor aparţinând domeniului public al statului reprezentând imobilizări finalizate, efectuate din surse proprii de finanţare, acestea vor fi cuprinse în inventarul bunurilor din domeniul public al statului după recuperarea surselor proprii de finanțare, la momentul aprobării, prin Hotărâre de Guvern, a inventarului bunurilor aparţinând domeniului public al statului.
Instalaţiile speciale, utilajele şi echipamentele, aparatele de măsură şi control şi vehiculele au fost reevaluate la 31 decembrie 2019 de către SC JPA Audit & Consultanță SRL, evaluator independent autorizat de către Uniunea Naţională a Evaluatorilor Autorizaţi din România (ANEVAR). Aceste imobilizări au fost reevaluate în principal utilizând metoda bazată pe costuri. În cadrul metodei bazate pe costuri, costul brut de înlocuire a fost stabilit utilizând metoda indirectă. Metoda bazată pe costuri a fost utilizată din considerente care ţin de specializarea activelor pentru care s-a constatat insuficienţa informaţiilor de piaţă şi/sau inexistenţa unei pieţe active.
Instalaţiile speciale, utilajele, echipamentele, aparatele de măsură şi control şi vehiculele sunt prezentate în situaţiile financiare la valoarea netă. Societatea a schimbat metoda de înregistrare a reevaluării la 31 decembrie 2019 trecând de la metoda brută la cea netă pentru a prezenta o imagine mai clară, mai concisă şi mai relevantă utilizatorilor situaţiilor financiare, fără influenţa dată de o denaturare artificială a valorii contabile brute şi a amortizării.
Terenurile au fost reevaluate la 31 decembrie 2019 pe baza metodei pieţei.
În anul 2020, au fost corectate suprafeţele pentru două terenuri aparţinând UTT Sibiu, terenuri care la reevaluarea de la 31 decembrie 2019 au fost evaluate eronat. Prin Erata la Raportul de Reevaluare a terenurilor cu nr. 1781/08.09.2020, JPA România a stabilit noua valoare pentru următoarele terenuri :
Sediu CE Mureş str. Tamaş Erno nr. 3 – suprafaţa incorectă 1.115 mp - corect fiind 557,5 mp;
Sediul Alba Iulia str. Ferdinand nr. 83 – suprafaţa incorectă 334,52 mp - corect fiind 325,49 mp.
Astfel, valoarea terenurilor a fost diminuată cu 477 mii lei pe seama contului de rezerve din reevaluare.
În anul 2021, s-au corectat evidenţele contabile în conformitate cu măsura nr. I.1 dispusă prin Decizia CCR nr. 15/2020 privind anularea în instanță a Certificatului de atestare a dreptului de proprietate asupra terenului deţinut de către Companie, situat în Craiova, str. Nicolae Titulescu nr. 1, jud. Dolj în suprafaţă de 328,14 mp. În acest sens, a fost diminuată valoarea terenurilor aparţinând Companiei cu suma de 524 pe seama conturilor ”alte rezerve” şi a ”veniturilor din reevaluarea imobilizărilor corporale”.
La 31 decembrie 2021 şi 31 decembrie 2020, Societatea nu are active gajate sau ipotecate.
Valoarea justă a imobilizărilor corporale
Imobilizările corporale ale Grupului , altele decât imobilizările corporale în curs, sunt prezentate în situaţiile financiare la valoarea reevaluată, aceasta reprezentând valoarea justă la data evaluării, mai puţin amortizarea acumulată şi ajustările de depreciere.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
40
Valoarea justă a terenurilor Grupului a fost determinată folosind metoda comparaţiei directe.
Această metodă se recomandă pentru proprietăți, când există date suficiente şi sigure privind tranzacţii sau oferte de vânzare cu proprietăţi similare în zonă. Analiza preţurilor la care s-au efectuat tranzacţiile sau a preţurilor cerute sau oferite pentru proprietăţile comparabile este urmată de efectuarea unor corecţii ale preţurilor acestora, pentru a cuantifica diferenţele dintre preţurile plătite, cerute sau oferite, cauzate de diferenţele între caracteristicile specifice ale fiecărei proprietăţi în parte, numite elemente de comparaţie.
Valoarea justă a clădirilor, echipamentelor şi instrumentelor de măsură a fost determinată folosind abordarea prin cost.
Această metodă presupune valoarea maximă a unui activ pentru un cumpărător informat este suma care este necesară pentru a cumpăra ori a construi un activ nou cu utilitate echivalentă. Când activul nu este nou, din costul curent brut trebuie scăzute toate formele de depreciere care i se pot atribui acestuia, până la data evaluării.
Informaţii referitoare la ierarhia valorii juste la 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020:
Nivelul 1
Nivelul 2
Nivelul 3
Valoarea justă la 31 Decembrie 2021
Terenuri și amenajări de terenuri
-
88.938
0
88.938
Clădiri si instalații speciale
-
-
1.244.995
1.244.995
Utilaje și echipamente
-
-
1.519.710
1.519.710
Aparate de măsură și control
-
-
115.346
115.346
Vehicule
-
-
10.101
10.101
Alte imobilizări corporale
-
-
24.861
24.861
Imobilizări corporale în curs
-
-
877.488
877.488
Atât în cursul anului 2021, cât şi în cursul anului 2020 nu au existat transferuri între nivelurile aferente valorii juste.
Nivelul 1
Nivelul 2
Nivelul 3
Valoarea justă la 31 Decembrie 2020
Terenuri și amenajări de terenuri
-
88.439
-
88.439
Clădiri și instalații speciale
-
-
1.258.048
1.258.048
Utilaje și echipamente
-
-
1.497.534
1.497.534
Aparate de măsură și control
-
-
132.738
132.738
Vehicule
-
-
13.901
13.901
Alte imobilizări corporale
-
-
32.222
32.222
Imobilizări corporale în curs
-
-
613.379
613.379
Valoarea la cost a Companiei, pentru elementele de imobilizări corporale la 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, netă de cheltuiala cu amortizarea şi deprecierea cumulată, este prezentată mai jos:
Valoarea la cost 31 decembrie 2021
Valoarea la cost 31 decembrie 2020
Terenuri și amenajări de terenuri
8.150
7.652
Clădiri și instalații speciale
786.495
768.365
Utilaje și echipamente
1.122.505
1.041.299
Aparate de măsură și control
96.240
108.641
Vehicule
5.895
8.565
Alte imobilizări corporale
28.239
35.667
TOTAL
2.047.524
1.970.183
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
41
6. IMOBILIZĂRI AFERENTE DREPTURILOR DE UTILIZARE A ACTIVELOR LUATE ÎN LEASING – CLĂDIRI
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri se prezintă, astfel:
Imobilizari aferente drepturilor de utilizare
a activelor luate in leasing-(cladiri)
Cost
Sold la 1 ianuarie 2020
14.767
Intrări
39.761
Ieșiri
(14.767)
Sold la 31 Decembrie 2020
39.761
Sold la 1 ianuarie 2021
39.761
Intrări
3.560
Ieșiri
(97)
Sold la 31 Decembrie 2021
43.224
Amortizare cumulată
Sold la 1 Ianuarie 2020
8.438
Cheltuiala cu amortizarea
8.317
Amortizarea cumulată a ieșirilor
(14.767)
Sold la 31 decembrie 2020
1.988
Sold la 1 Ianuarie 2021
1.988
Cheltuiala cu amortizarea
8.545
Amortizarea cumulată a ieșirilor
0
Sold la 31 decembrie 2021
10.533
Ajustari pentru depreciere
Sold la 31 decembrie 2020
-
Sold la 31 decembrie 2021
-
VALOAREA CONTABILĂ NETĂ
Sold la 31 decembrie 2020
37.773
Sold la 31 Decembrie 2021
32.690
Imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri reprezintă dreptul de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum (contract nr. C217/2015 încheiat cu Dagesh Rom SRL), conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing.
Începând cu 01.10.2020, a intrat în vigoare noul contract de închiriere (contract nr. C232 încheiat cu Dagesh Rom SRL), valabil pe o perioadă de 5 ani, cu o valoare de 9 mil euro.
La data de 31 decembrie 2021, valoarea netă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de Companie în clădirea de birouri Platinum este 29.821 mii lei.
Pentru acest contract, Compania achită un cuantum lunar de 16.67 euro/mp pentru închirierea spaţiilor de birouri, în suprafață de cca. 9.000 mp rezultând o valoare anuală de 1,8 mil. euro.
Smart SA are încheiat un contract de închiriere care constă în închirierea clădire birouri, în suprafață de 449,75 mp clădirea Formenerg din b-dul Gheorghe Șincai nr.3, cu o valoare de 53.970 euro/an în cuantum de 10 euro/mp reprezentând 4.497,5 euro/lună.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
42
Teletrans SA are încheiat un contract de închiriere care constă în închirierea clădire, teren aferent și curte imobil, în suprafață estimată de 1080 mp închiriabili și curte în folosință exclusivă de 196 mp situat în strada Stelea Spătaru nr.12, reprezentând 8.600 euro/lună.
La data de 31 decembrie 2021 se recunosc imobilizări aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri ce reprezintă dreptul de utilizare a spaţiilor închiriate si pentru Smart si Teletrans. Astfel la 31 decembrie 2021, valoarea netă a dreptului de utilizare a spaţiilor închiriate de filiale în clădirile respective de birouri este 2.869 mii lei.
7. IMOBILIZĂRI NECORPORALE ȘI IMOBILIZĂRI FINANCIARE
i) Imobilizări necorporale
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, imobilizările necorporale ale Grupului se prezintă, astfel:
Licențe și software
Imobilizări necorporale în curs
Total
Cost
Sold la 1 ianuarie 2020
64.775
20.856
85.631
Intrări
94
3
97
Transferuri din imobilizări necorporale în curs
237
(237)
-
Transferuri din imobilizări corporale în curs
-
(14.533)
(14.533)
Ieșiri
(179)
(23)
(202)
Sold la 31 Decembrie 2020
64.927
6.065
70.992
Sold la 1 ianuarie 2021
64.927
6.065
70.992
Intrări
217
687
904
Transferuri din imobilizări necorporale în curs
1.035
(1.035)
-
Transferuri din imobilizări corporale în curs
906
-
906
Ieșiri
(397)
-
(397)
Sold la 31 Decembrie 2021
66.687
5.717
72.404
Amortizare cumulată
Sold la 1 Ianuarie 2020
61.348
-
61.348
Cheltuiala cu amortizarea
1.831
2
1.833
Amortizarea cumulată a ieșirilor
(179)
(23)
(202)
Sold la 31 decembrie 2020
63.000
(21)
62.979
Sold la 1 Ianuarie 2021
63.000
(21)
62.979
Cheltuiala cu amortizarea
2.065
1
2.066
Amortizarea cumulată a ieșirilor
(397)
-
(397)
Sold la 31 decembrie 2021
64.668
(20)
64.647
Ajustări pentru depreciere
Sold la 1 Ianuarie 2020
-
351
351
Cheltuiala cu ajustările de depreciere
-
351
351
Sold la 31 decembrie 2020
2
702
704
Ajustări pentru depreciere
Sold la 1 Ianuarie 2021
2
702
704
Cheltuiala cu ajustările de depreciere
-
(351)
(351)
Sold la 31 decembrie 2021
2
351
353
VALOAREA CONTABILĂ NETĂ
Sold la 31 decembrie 2020
1.925
5.384
7.310
Sold la 31 Decembrie 2021
2.017
5.387
7.404
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
43
Pentru imobilizările necorporale în curs, cele mai mari intrări în anul 2021, au fost reprezentate de:
Upgrade soluţie antimalware existentă – 50;
Contoare etalon trifazate portabile cu accesoriile aferente, surse de sarcină trifazată portabile şi imprimante termice portabile – 34;
Licenţe software PLS şi Tower – 19.
În anul 2021 , cele mai mari transferuri din imobilizări necorporale în curs la imobilizări necorporale sunt reprezentate de:
Optimizarea funcționării LEA 400kV Isaccea -Tulcea Vest, LEA 400 kV Gura Ialomiţei - Lacu Sărat, prin montare de sisteme de monitorizare licenţe alphamonitoring, adroperate, adrtransient şi licenţe Windows pentru servere şi staţii de lucru - 866;
Extindere servicii de asigurare a continuităţii afacerii şi recuperare în urma dezastrelor - licenţe aferente activităţii specifice dispecer şi regimuri – 614;
Aplicație management locația din UNO-DEN București – 317;
Upgrade soluţie antimalware existentă – 50;
Licenţe software PLS şi Tower – 19.
Soldul imobilizărilor necorporale în curs de execuţie la 31 decembrie 2021, în sumă de 5.478 mii lei, este reprezentat de proiecte în derulare.
ii) Imobilizări financiare
Imobilizările financiare cuprind valoarea netă a acțiunilor deținute de Grup în sumă de 36.340 mii lei la 31 decembrie 2021 cât şi decembrie 2020 se prezintă, după cum urmează:
8. STOCURI
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, stocurile (la valoarea netă) se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Piese de schimb
32.606
24.088
Consumabile și alte materiale
10.843
9.106
Materiale auxiliare
3.151
11.491
Alte stocuri
2.081
2.955
Total
48.681
47.640
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, ajustările pentru deprecierea stocurilor se prezintă, după cum urmează:
Acțiuni deținute la FORMENERG
1.948 mii lei
Acțiuni deținute la ICEMENERG
-
Acțiuni deținute la OPCOM
30.687 mii lei
Acțiuni deținute la ICEMENERG SERVICE
-
Acțiuni deținute la BRM
23 mii lei
Acțiuni deținute la TSC NET
2.207 mii lei
Acțiuni deținute la Joint Allocation Office SA
1.232 mii lei
Acțiuni deținute la SELENE CC Societe Anonyme
242 mii lei
Total acțiunilor deținute la entități afiliate
36.340 mii lei
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
44
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Ajustări pentru deprecierea materialelor consumabile
10.364
10.047
Ajustări pentru deprecierea altor materiale
5.889
4.593
Ajustări pentru deprecierea ambalajelor
223
220
Total
16.476
14.860
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, evoluția ajustărilor pentru deprecierea stocurilor se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Sold la 1 ianuarie
14.860
10.652
Înregistrare ajustări pentru deprecierea stocurilor
2.521
4.524
Reversare ajustări pentru deprecierea stocurilor
(904)
(196)
Sold la sfârșitul perioadei
16.476
14.860
În cursul anului 2021, cheltuielile efectuate cu consumul de materiale și piese de schimb se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Cheltuieli privind piese de schimb
24.166
19.536
Cheltuieli privind alte materiale consumabile
2.812
3.517
Cheltuieli privind alte materiale
1.693
1.518
Cheltuieli cu materiale auxiliare
172,292
219,351
Cheltuieli privind combustibilul
2.474
1.910
Total
31.317
26.700
9. CREANȚE COMERCIALE ȘI ALTE CREANȚE
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, creanțele comerciale și alte creanțe se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Creanțe comerciale
2.185.797
856.465
Alte creanțe
197.741
117.571
Avansuri către furnizori
701.362
44.854
Fonduri nerambursabile de primit
-
-
TVA de recuperat
122.538
34.349
Ajustări pentru deprecierea creanțelor comerciale incerte
(150.558)
(138.971)
Ajustări pentru deprecierea altor creanțe incerte
(70.987)
(60.019)
Total
2.985.893
854.250
Structura creanțelor comerciale se prezintă astfel:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Clienți – piața de energie din care:
2.182.908
847.744
- clienți - activitate operațională – energie
1.408.379
474.770
- clienți - piața de echilibrare
566.727
177.925
- clienți - schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență
207.803
195.049
Clienți din alte activități
2.889
8.721
Total creanțe comerciale
2.185.797
856.465
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
45
CNTEE Transelectrica SA își desfășoară activitatea operațională în baza Licenței de funcționare nr. 161/2000 emisă de ANRE, actualizată prin Decizia Președintelui ANRE nr. 758/21.04.2021, pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, pentru prestarea serviciului de sistem și pentru administrarea pieței de echilibrare.
La data de 31 decembrie 2021, clienții în sold din activitatea operațională și piața de echilibrare prezintă o creștere față de 31 decembrie 2020 determinată în principal de creșterea prețurilor înregistrate la operatorul bursier de energie, respectiv OPCOM, pentru tranzacțiile din piața de echilibrare şi a celor rezultate din cuplarea pieţelor, în trimestrul IV al anului 2021 față de trimestrul IV al anului 2020 generând creșterea creanțelor aflate în sold la data de 31 decembrie 2021 față de 31 decembrie 2020.
Principalii clienți în totalul creanțelor comerciale sunt reprezentați de: OPCOM, MAVIR, Ciga Energy SA, Electrica Furnizare SA, Cinta Energy SA, RAAN, Complexul Energetic Oltenia SA, Enel Energie SA, E.ON Energie Romania SA, Joint Allocation Office SA. Ponderea acestora este de 73,55% în total creanțe comerciale.
CNTEE Transelectrica SA desfășoară activitățile aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, în calitate de administrator al schemei de sprijin, în conformitate cu prevederile HGR nr. 1215/2009 cu completările și modificările ulterioare, „principalele atribuții fiind de colectare lunară a contribuției pentru cogenerare și plata lunară a bonusurilor”.
La data de 31 decembrie 2021, Compania înregistrează creanțe de încasat din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență în proporție de aproximativ 9% (31 decembrie 2020: 23%) din total creanțe comerciale.
Clienții din schema de sprijin tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență înregistreaza la data de 31 decembrie 2021 o creștere a creanțelor determinată, în principal, de creșterea valorii facturate pentru colectarea contribuției lunare.
La data de 31 decembrie 2021, Compania înregistrează creanțe de încasat în sumă de 207.802.628 , reprezentate de facturile emise aferente schemei de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficiență, din care:
- supracompensare pentru perioada 2011-2013 în sumă de 76.702, respectiv de la RAAN - 63.467 și CET Govora SA - 13.235;
- bonus necuvenit pentru 2014 în sumă de 3.915, respectiv de la RAAN 1.981, CET Govora 1.934;
- bonus necuvenit pentru 2015 în sumă de 564, respectiv de la CET Govora - 534, Interagro - 30;
- bonus necuvenit pentru 2020 în sumă de 522 de la Donau Chem;
- contribuție pentru cogenerare neîncasată de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, în sumă de 21.162, respectiv de la: Transenergo Com 5.882, Petprod - 4.391, Romenergy Industry – 2.681, RAAN- 2.386, UGM Energy – 1.504, CET Govora – 901, KDF Energy – 888 și alții.
Până la data prezentei raportări financiare, Compania a încasat creanțele aferente supracompensării activității privind schema de sprijin pentru anul 2020 (suma de 16.475) de la Electrocentrale Bucuresti, precum și suma de 11.730 din bonusul necuvenit stabilit prin Decizii ANRE pentru anul 2021, în valoare de 12.252, de la următorii producători: Bepco SRL, Complexul energetic Hunedoara, Complexul energetic Oltenia, CET Arad, CET Govora, Contourglobal Solutions, Electrocentrale Bucuresti, Electro Energy Sud, Electroutilaj SA, Universitatea Politehnica din Bucuresti, Prefab, Soceram SA și Termoficare Oradea.
Pentru stingerea creanțelor generate de supracompensare și bonus necuvenit, Compania a solicitat producătorilor calificați în schema de sprijin efectuarea de compensări reciproce. Pentru producătorii (RAAN, CET Govora) care nu au fost de acord cu aceasta modalitate de stingere a creanțelor și datoriilor reciproce, Compania a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență: “în cazul în care producătorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin plătește producătorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător și obligațiile de plată ale producătorului referitoare la schema de sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective” și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
46
Pe rolul Tribunalul Mehedinți Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 9089/101/2013/a140, având ca obiect “pretenții suma de 86.513”, dosar în care Compania are calitatea de reclamantă, pârata fiind Regia Autonoma pentru Activități Nucleare RAAN.
Prin cererea de chemare în judecată formulată de Transelectrica SA, aceasta a solicitat obligarea pârâtei RAAN la plata sumei de 86.513.
La data de 19.05.2016, Tribunalul Mehedinți Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a pronunțat o încheiere de sedință, prin care a dispus următoarele: “În baza art. 413 pct. 1 C. pr. civ. Dispune suspendarea cauzei până la soluţionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie. Cu recurs pe toată durata suspendării. Pronunţată azi, 19 mai 2016 în şedinţă publică.” Termen de judecata la data de 06.06.2019.
Precizăm dosarul nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul Înaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie are ca obiect recurs anulare Decizie ANRE nr. 743/28.03.2014, iar ca părți RAAN (reclamantă) și ANRE (pârâtă).
Precizăm de asemenea că, prin încheierea din data de 18.09.2013, pronunțată de Tribunalul Mehedinți, în dosarul nr. 9089/101/2013, s-a dispus deschiderea procedurii generale de insolvenţă împotriva debitoarei Regia Autonomă pentru Activități Nucleare R.A. (RAAN).
Prin sentința nr. 387/20.03.2014, Tribunalul Mehedinți a confirmat planul de reorganizare al debitoarei Regia Autonomă pentru Activităţi Nucleare, propus de administratorul judiciar Tudor&Asociații SPRL şi votat de Adunarea Generală a Creditorilor conform procesului verbal din 28.02.2014.
Prin hotărârea intermediară nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinți Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ si Fiscal, judecătorul sindic a dispus începerea procedurii falimentului debitoarei, în temeiul art. 107 alin. 1 lit. C din Lg. 85/2006, precum și dizolvarea debitoarei şi ridicarea dreptului de administrare al debitoarei.
Prin Decizia nr. 563/14.06.2016, Curtea de Apel Craiova Secția a II-a Civilă a respins apelurile formulate împotriva hotărârii intermediare nr. 10/28.01.2016, pronunţată de Tribunalul Mehedinți Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal.
Odată cu depunerea declarației de creanță, în procedura falimentului RAAN, Transelectrica SA poate invoca prevederile art. 52 din Legea nr. 85/2006, aplicabilă procedurii falimentului RAAN, prevederi preluate de art. 90 din Legea nr. 85/2014, privind dreptul creditorului de a invoca compensarea creanței sale cu cea a debitorului asupra sa, atunci când condițiile prevăzute de lege în materie de compensare legală sunt îndeplinite la data deschiderii procedurii. Transelectrica SA a fost înscrisă în tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.265 lei, în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului. Din suma solicitată de Companie, respectiv 89.361, suma de 78.096 nu a fost înscrisă în tabelul preliminar de creanțe, pe motiv “aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN”. Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096 este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013.
Ca urmare a înscrierii în parte a sumei totale solicitate de Transelectrica în cuantum de 89.361 și a Adresei nr. 4162/03.10.2016, prin care lichidatorul judiciar ne comunică faptul doar suma de 11.265 a fost înscrisă în tabelul suplimentar în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului, iar suma de 78.096 a fost respinsă, a fost depusă, în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe.
La termenul de judecată din data de 14.02.2019, Tribunalul Mehedinți a dispus conexarea dosarului nr. 9089/101/2013/a152 la dosarul nr. 9089/101/2013/a140 (având ca obiect pretenții cerere de plată). Judecarea dosarului a fost amânată, întrucât instanța a considerat este utilă soluționării cauzei prezentarea Deciziei civile nr. 2969/26.09.2018, pronunțată de Înalta Curte de Casație si Justiție în dosarul nr. 3014/2/2014, având ca obiect anulare decizie Președinte ANRE nr. 743/2014.
Soluția Tribunalului Mehedinți: „Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală, precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta RAAN la plata către reclamantul Transelectrica a sumei de 16.950 lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. Obligă pârâta plătească reclamantei 1 lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată azi 20.06.2019 în şedinţă publică”. Document: Hotarâre 163/2019, 20.06.2019.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
47
Transelectrica a declarat apel în termenul legal. Curtea de Apel Craiova a stabilit primul termen de judecată la data de 30.10.2019. Apelul a fost respins ca nefondat. Transelectrica a formulat cerere de revizuire pentru contrarietate de hotărâri, înregistrată sub numarul de dosar 1711/54/2019, cu termen de judecată la data de 25.03.2020 la Curtea de Apel Craiova și care urma trimită dosarul la Înalta Curte de Casație si Justiție pentru competentă soluționare.
În dosarul de faliment nr. 9089/101/2013, Tribunalul Mehedinți a stabilit termen la data de 26.03.2020 pentru continuarea procedurii. În temeiul art. 63 alin.11 din Decretul nr.240/2020, dosarul a fost suspendat de drept.
După ridicarea stării de urgență și reluarea activităților instanțelor de judecată, la termenul din 08.10.2020, instanța a acordat termen pentru continuarea procedurilor de lichidare, reprezentarea intereselor debitoarei în litigiile aflate pe rolul instanţelor de judecată, consolidarea masei credale, continuarea măsurilor în vederea recuperării creanţelor, continuarea licitaţiilor publice având ca obiect valorificarea bunurilor debitoarei, fixând următorul termen de judecată pentru data de 04.02.2021.
La termenul din data de 04.02.2021, soluția pe scurt: acordă termen la data de 03.06.2021, ora 11:00, pentru continuarea procedurii, evaluarea întregului patrimoniu, întocmirea regulamentelor de vânzare, vânzarea bunurilor şi încasarea creanţelor. Document: Încheiere de şedinţă 04.02.2021.
În data de 03.06.2021, s-a acordat un nou termen pentru îndeplinirea operaţiunilor de lichidare, valorificarea bunurilor și încasarea creanţelor, respectiv data de 14.10.2021. Acest termen s-a soluţionat cu aceeaşi decizie de continuare a procedurii de lichidare, fi x ându-se un nou termen pentru data de 10.02.2022 . Procedura se va continua cel puţin până la noul termen fixat pentru data de 02.06.2022.
CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu CET Govora SA o convenție de compensare și eșalonare la plată a sumelor reprezentând creanțe din contravaloarea supracompensării pentru perioada 2011-2013 și a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Convenția nr. C 135/30.06.2015 și Actul adițional nr. 1/04.08.2015). Durata Convenției a fost de 1 an (perioada iulie 2015-august 2016) și a prevăzut dreptul Companiei de a calcula și încasa penalități pe perioada eșalonării la plată.
În baza Convenției, au fost compensate creanțele Companiei de încasat de la CET Govora SA cu datoriile către CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 octombrie 2015 reținut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 și a prevederilor din Convenție, în sumă de 40.507.669.
Ca urmare a suspendării în instanță, prin Sentința civilă nr. 3185/27.11.2015, a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilită valoarea supracompensării pentru perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligațiile asumate prin Convenție.
Începând cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generală de insolvență. În vederea recuperării creanțelor izvorâte înaintea deschiderii procedurii de insolvență, Compania a urmat procedurile specifice prevăzute de Legea nr. 85/2014 - Legea insolvenței și a solicitat instanței admiterea creanțelor, potrivit legii. Având în vedere cele prezentate, începând cu data de 9 mai 2016, Compania a sistat aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență si de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență si a achitat lunar către CET Govora bonusul de cogenerare.
Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinţei civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentinţa atacată şi a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora, hotărârea fiind definitivă. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai suspendate, producând efecte pe deplin.
În aceste condiții, Compania aplică dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/2013 pentru datoriile și creanțele reciproce născute ulterior procedurii insolvenței, în sensul reținerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurența sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei. Transelectrica a fost înscrisă în Tabelul preliminar și în cel definitiv cu o creanță în valoare totală de 28.200, din care suma de 25.557 este aferentă schemei de sprijin. Menționăm faptul această creanță în sumă de 21.962, reprezentând debit principal și penalități aferente facturii nr. 8116/08.04.2016 este înscrisă sub condiția suspensivă a pronunțării unei hotărâri judecătorești definitive în favoarea ANRE în dosarul nr. 2428/2/2014 aflat pe rolul Curții de Apel București, având ca obiect anularea deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014.
La termenul din data de 18.07.2018, Tribunalul Vâlcea a pronunțat următoarea soluție:
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
48
- Confirmă planul de reorganizare a debitoarei SC CET Govora SA, plan propus de către administratorul judiciar EURO INSOL SPRL, depus la dosar la data de 25 mai 2018 şi publicat în Buletinul Procedurilor de Insolvenţă nr. 11924 din 13 iunie 2018. - - Respinge contestaţiile formulate de creditorii Complexul Energetic Oltenia SA, SNTFM CFR Marfă SA, Solek Project Delta SRL, Solek Project Omega SRL, Clean Energy Alternativ SRL şi Solar Electric Curtişoara SRL.
- Fixează termen de fond pentru continuarea procedurii la data de 8 oct. 2018.
Cu drept de apel în termen de 7 zile de la comunicare, realizată prin Buletinul Procedurilor de Insolvenţă. Pronunţată în şedinţă publică în data de 18 iulie 2018. Document: Hotărâre: 1196/18.07.2018.
Prin Decizia nr. 766/03.12.2018, Curtea de Apel Pitești a anulat suma de 28.013.984,83 reprezentând obligație înscrisă de Companie în Tabloul Creditorilor (Dosarul nr. 1396/90/2016).
În aceste condiții, Compania a inclus suma de 22.188 aferentă schemei de sprijin în contul debitori diverși, analitic distinct - ANRE, cu impact în poziția netă a schemei de sprijin. Această sumă reprezintă creanță de încasat de la CET Govora aferentă schemei de sprijin (în suma de 25.557), corectată cu bonusul reținut de Companie conform art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, în sumă de 3.369.
Până la data prezentor situații financiare, ANRE nu a aprobat cadrul de reglementare pentru închiderea financiară a schemei de spirijin, conform pct. 11 din HG nr. 925/2016 pentru modificarea şi completarea HG nr. 1215/2009 privind stabilirea criteriilor şi a condiţiilor necesare implementării schemei de sprijin pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă pe baza cererii de energie termică utilă. În luna decembrie 2021, ANRE a supus consultării publice un proiect de metodologie pentru închiderea financiară a schemei.
Având în vedere prevederile Hotărârii Guvernului nr. 925/2016 cu modificările și completările ulterioare, prezentată mai sus, în Nota 1, Compania nu înregistrează cheltuieli cu ajustări de depreciere a clienților pentru schema de sprijin, valoarea nerecuperată a acestor creanțe urmând a fi inclusă în contribuția pentru cogenerare.
Alte creanțe
La data de 31 decembrie 2021, alte creanțe în sumă de 197.741 mii lei includ, în principal:
debitori diverși (96.761 mii lei), din care:
penalități de întârziere la plată calculate clienților rău platnici, în sumă de 88.155 (din care suma de 35.357 reprezintă penalități aferente schemei de sprijin). Cele mai mari penalități de întarziere la plată au fost înregistrate de clienții: RAAN (16.901), CET Govora (9.607), Electrocentrale București (9.409), Romelectro (8.915), Eco Energy SRL (8.910), Petprod SRL (8.895, Romelectro (8.915), Total Electric Oltenia (3.289), OPCOM (2.184). Pentru penalitățile calculate pentru plata cu întârziere a creanțelor din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
compensații datorate de furnizori pentru nelivrarea energiei electrice (Arelco Power 988) și Enol Grup (2.541). Pentru compensațiile datorate de furnizorii din activitatea operațională au fost înregistrate ajustări de depreciere;
creanța de recuperat de la OPCOM reprezentând TVA-ul aferent aportului în natură la capitalul filialei în sumă de 4.517.
cheltuieli înregistrate în avans în sumă de 5.800 reprezentate în principal de: cheltuieli privind achiziția de CPT (4.678), chirie și mentenanță clădire birouri (746), polițe RCA și CASCO (188) și altele;
alte creanțe imobilizate în sumă de 4.257 , din care 4.200 reprezintă garanții pentru ocuparea temporară a terenului, calculate și reținute în conformitate cu art. 39 alin. (1), alin. (2) si alin. (5) din Legea nr. 46/2008 privind Codul Silvic, în vederea realizării obiectivului de investiții LEA 400 kV Resița – Pancevo (Serbia);
alte creanțe sociale în sumă de 2.913 reprezentând concedii medicale achitate de angajator salariaților și care urmează a fi recuperate de la Casa Națională de Asigurări de Sănătate, conform legislației în vigoare.
Avansuri catre furnizori
La 31 decembrie 2021, avansurile achitate către furnizori sunt reprezentate de furnizori debitori pentru prestări servicii în suma de 701.362 mii lei și reprezintă în principal sume din tranzacțiile aferente
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
49
mecanismului de cuplare prin preț (ICP Interim Coupling Project , SIDC - Single Intraday Coupling și SDAC - Single Day-ahead Coupling ) (632.707 – pentru ICP și SDAC și 66.989 – pentru SIDC).
Aplicarea mecanismului de cuplare prin preț a început în data de 19 noiembrie 2014, dată la care Proiectul „4 Market Market Coupling (4MMC)” care prevede unirea piețelor de energie electrică PZU (Piața Zilei Următoare) din România, Ungaria, Cehia și Slovacia a intrat în faza de operare. În data de 17 iunie a avut loc lansarea proiectului Interim Coupling, care reprezintă cuplarea piețelor pentru ziua următoare din țările 4MMC cu cele din Polonia, Austria și Germania.
În cadrul mecanismului de cuplare prin preț a piețelor pentru ziua următoare, bursele de energie electrică corelează, pe bază de licitații, tranzacțiile cu energie electrică pentru ziua următoare ținând seama de capacitatea de interconexiune pusă la dispoziție de OTS prin care se realizează alocarea implicită a acesteia. CNTEE Transelectrica SA, în calitate de OTS, transferă energia electrică, atât fizic, cât și comercial, către OTS vecin (MAVIR-Ungaria) și administrează veniturile din congestii pe interconexiunea respectivă (art. 139 din Ordinul ANRE nr. 82/2014), iar în relație cu OPCOM SA are calitatea de Participant Implicit la Piața Zilei Următoare.
În calitate de Agent de Transfer și de Participant Implicit, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA și MAVIR.
În data de 19 noiembrie 2019 a avut loc lansarea celui de-al 2-lea val în cadrul soluției unice europene de cuplare a piețelor intrazilnice (SIDC Single Intraday Coupling ), cu primele livrări în data de 20 noiembrie. Șapte țări - Bulgaria, Croația, Republica Cehă, Ungaria, Polonia, România și Slovenia s-au alăturat celor paisprezece țări - Austria, Belgia, Danemarca, Estonia, Finlanda, Franța, Germania, Letonia, Lituania, Norvegia, Olanda, Portugalia, Spania și Suedia, care funcționează deja în regim cuplat din iunie 2018.
Mecanismul unic de cuplare a piețelor intrazilnice asigură armonizarea continuă a ofertelor de vânzare și cumpărare a participanților la piața dintr-o zonă de ofertare cu oferte de vânzare și cumpărare din interiorul propriei zone de ofertare și din orice altă zonă de ofertare unde este disponibilă capacitate transfrontalieră.
În calitate de Agent de Transfer, CNTEE Transelectrica SA are sarcina comercială de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA, MAVIR și IBEX.
Data de 28 octombrie 2021 reprezintă startul noii cuplări de succes SDAC Single Day-ahead Coupling , rezultatul cooperării dintre Operatorii Desemnați ai Pieței de Energie Electrică (OPEED) și Operatorii de transport și sistem (OTS) din Bulgaria și România, respectiv IBEX EAD, OPCOM S.A., ESO EAD și CN Transelectrica S.A. Scopul SDAC este de a crea o piață de energie pan-europeană unică transfrontalieră pentru ziua următoare. O piață pentru ziua următoare integrată crește eficiența generală a tranzacționării prin promovarea concurenței efective, creșterea lichidității și permiterea unei utilizări mai eficiente a resurselor de producere în întreaga Europă.
În calitate de agent de transfer pentru zona de ofertare a României, CNTEE Transelectrica SA are rolul de a deconta energia tranzacționată între OPCOM SA și IBEX.
TVA de recuperat
TVA de recuperat ( 122.538 mii lei) sumă nerecuperată până la data întocmirii prezentelor situații financiare.
Ajustări pentru deprecierea creanțelor comerciale, a creanțelor comerciale incerte și pentru alte creanțe incerte
Politica Grupului este a de a înregistra ajustări de depreciere pentru pierdere de valoare în cuantum de 100% pentru clienții în litigiu, în insolvență și în faliment și 100% din creanțele comerciale și alte creanțe neîncasate într-o perioada mai mare de 180 zile, cu excepția creanțelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Grupul efectuează și o analiză individuală a creanțelor comerciale și a altor creanțe neîncasate.
Cele mai mari ajustări de depreciere la 31 decembrie 2021, calculate pentru creanțele comerciale și penalitățile aferente acestora, au fost înregistrate pentru CET Govora (24.911 mii lei), Eco Energy SRL (24.736 mii lei), Petprod SRL (23.540 mii lei), Arelco Power (14.788 mii lei), Total Electric Oltenia SA (14.186 mii lei), Romenergy Industry (13.513 mii lei), Romelectro SA (12.956 mii lei), GETICA 95 (12.541 mii lei), Elsaco Energy (9.276 mii lei), RAAN (8.517 mii lei).
Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat următoarele măsuri: acționare
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
50
în instanță, înscriere la masa credală, solicitare clarificări de la ANAF (pentru TVA de încasat de la Opcom) etc.
10. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR
Numerarul și echivalentele de numerar includ soldurile numerarului, depozitelor la vedere și a depozitelor cu maturități inițiale de până la 90 zile de la data constituirii care au o expunere nesemnificativă la riscul de modificare a valorii juste, fiind utilizate de Grup pentru managementul angajamentelor pe termen scurt.
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, numerarul și echivalentele de numerar se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Conturi curente la bănci și depozite, din care:
264.498
569.699
- numerar li depozite din cogenerare de înaltă eficiență
157.024
120.580
- numerar din veniturile aferente alocării capacităților de interconexiune utilizate pentru investiții în rețea
3.155
103.175
- numerar din taxa de racordare
30.164
17.811
- Fonduri europene
287
12.074
Casa
157
148
Alte echivalente de numerar
1
0
Total
264.656
569.847
11. ALTE ACTIVE FINANCIARE
Alte active financiare pot include depozitele bancare cu maturitate inițială mai mare de 90 zile. La 31decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, situația altor active financiare se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Depozite bancare cu o maturitate mai mare de 90 zile
-
-
Total
-
-
La 31 decembrie 2021 nu sunt constituite depozite bancare cu maturitate inițială mai mare de 90 zile.
12. CAPITALURI PROPRII
Capitalul social
În conformitate cu prevederile OUG nr. 86/2014 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, la data de 20 februarie 2015 a fost înregistrat în Registrul acționarilor Companiei transferul celor 43.020.309 acțiuni din contul Statului Român din administrarea Secretariatului General al Guvernului, în contul Statului Român în administrarea Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului.
În baza prevederilor art. 2 din OUG nr. 55/19 noiembrie 2015 privind stabilirea unor măsuri de reorganizare la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea unor acte normative, a fost înfiinţat Ministerul Economiei, Comerţului şi Relaţiilor cu Mediul de Afaceri (MECRMA), prin reorganizarea şi preluarea activităţilor Ministerului Economiei, Comerţului şi Turismului, care s-a desfiinţat, şi prin preluarea activităţii şi a structurilor în domeniul întreprinderilor mici şi mijlocii şi mediului de afaceri de la Ministerul Energiei, Întreprinderilor Mici şi Mijlocii şi Mediului de Afaceri.
Conform prevederilor HG nr. 27/12 ianuarie 2017 privind organizarea şi funcţionarea Ministerului Economiei, Compania a funcţionat sub autoritatea Ministerului Economiei până la data de 5 noiembrie 2019.
În temeiul Ordonanței de Urgență a Guvernului (OUG) nr. 68/2019 pentru stabilirea unor măsuri la nivelul administraţiei publice centrale şi pentru modificarea şi completarea unor acte normative, publicată în
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
51
Monitorul Oficial nr. 898/06.11.2019, începând cu data de 6 noiembrie 2019, exercitarea drepturilor și îndeplinirea obligațiilor ce decurg din calitatea de acționar a statului la Compania Națională de Transport al Energiei Electrice ”Transelectrica” - S.A. se realizează de către Secretariatul General al Guvernului.
La data de 14.11.2019, Depozitarul Central S.A. a înregistrat transferul unui număr de 43.020.309 acțiuni (reprezentând 58,69% din capitalul social) emise de CNTEE Transelectrica SA, din contul Statului Român prin Ministerul Economiei în contul Statului Român reprezentat de Guvern prin Secretariatul General la Guvernului, ca urmare a punerii în aplicare a prevederilor Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 68/06.11.2019 privind stabilirea unor măsuri la nivelul administrației publice centrale și pentru modificarea și completarea unor acte normative.
La 31 decembrie 2021, acționarii CNTEE Transelectrica SA sunt: Statul Român reprezentat prin Secretariatul General al Guvernului care deține un număr de 43.020.309 acțiuni (58,69%), NN Group NV cu un număr de 4.007.688 acțiuni (5,47%), PAVAL HOLDING cu un număr de 4.753.567 acțiuni (6,49%), alți acționari Persoane Juridice cu un număr de 16.172.331 acțiuni (22,05%) și alți acționari Persoane Fizice cu un număr de 5.349.247 acțiuni (7,30%).
La sfârșitul fiecărei perioade de raportare, capitalul social subscris și vărsat integral al Companiei, în sumă de 733.031.420 este împărțit în 73.303.142 acțiuni ordinare cu o valoare nominală de 10 lei/acțiune și corespunde cu cel înregistrat la Oficiul Registrului Comerțului.
Structura acționariatului la 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020 este următoarea:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Actionar
Număr de acțiuni
% din capitalul social
Număr de acțiuni
% din capitalul social
Statul Român prin SGG
43.020.309
58,69%
43.020.309
58,69%
Alți acționari persoane juridice
16.172.331
22,06%
16.305.068
22,24%
PAVAL HOLDING
4.753.567
6,48%
4.753.567
6,48%
Fondul de pensii administrat privat NN
4.007.688
5,47%
4.007.688
5,47%
Alți acționari persoane fizice
5.349.247
7,30%
5.216.510
7,12%
Total
73.303.142
100,00%
73.303.142
100,00%
Grupul recunoaște modificările în capitalul social în condițiile prevăzute de legislația în vigoare și numai după aprobarea lor în Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor și înregistrarea acestora la Oficiul Registrului Comerțului.
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, capitalul social se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Capital social (valoare nominală)
733.031
733.031
Soldul capitalului social
733.031
733.031
Acționarii au dreptul la dividende și fiecare acțiune conferă un drept de vot în cadrul adunărilor Companiei.
Valoarea dividendelor aferente anului 2020, repartizate din profitul net și rezultatul reportat conform Hotărârii AGOA nr. 3/22.06.2021, a fost în sumă de 63.774. Plata acestora s-a efectuat prin intermediul Depozitarului Central începând cu data de 09 august 2021.
Prima de emisiune
Toate acțiunile emise în cadrul majorării de capital social ce a avut loc prin oferta publică inițială primară în anul 2006 au fost subscrise și plătite integral la prețul de emisiune. Prima de emisiune în valoare de 49.843 mii lei, respectiv diferența dintre prețul de emisiune a acțiunilor și valoarea nominală a acestora a fost înregistrată în contul de rezerve al Companiei.
Rezerve legale
Rezervele legale în sumă de: 137.927 mii lei la 31 decembrie 2021 și 137.833 mii lei la 31 decembrie 2020, reprezintă rezerve legale constituite conform legislației în vigoare aplicabilă și nu pot fi distribuite.
Compania transferă către rezerva legală cel puțin 5% din profitul anual contabil (OUG nr. 64/2001, Legea nr. 227/2015 și Legea nr. 31/1991) până când soldul cumulat atinge 20% din capitalul social vărsat.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
52
Rezerve din reevaluare
Rezervele din reevaluare sunt în sumă de 801.800 mii lei la 31 decembrie 2021 și în sumă de 872.379 mii lei la 31 decembrie 2020. Ultima reevaluare a instalațiilor tehnice și mijloacelor de transport a fost efectuată la 31 decembrie 2019 de către SC JPA Audit & Consultanță SRL, evaluator independent autorizat de către Uniunea Națională a Evaluatorilor Autorizați din România.
Alte rezerve
La 31 decembrie 2021, alte rezerve sunt în sumă de 31.186 mii lei față de 17.482 mii lei la 31 decembrie 2020. Creșterea soldului altor rezerve la 31 decembrie 2021 comparativ cu 31 decembrie 2020 se datorează, în principal, subvențiilor primite pentru:
5.696 mii lei extinedere amplasament pe LEA 400kV Bacău Sud - Roman (montarea a 9 stâlpi 15, 16, 17, 17bis, 20, 21, 22, 22bis, 35) și pe LEA 400kV Gutinaș - Bacău Sud (montarea a 2 stâlpi 152, 153 bis);
3.458 mii lei relocarea rețelelor de înaltă tensiune, Autostrada Sibiu Piteşti, km 0+000 km 14+150, Lotul 1: km 0+000 – km 13+170, LEA 400 kV s.c. Țânţăreni – Sibiu Sud;
3.045 mii lei mutări şi protejări reţele electrice de înaltă tensiune (220 kV 400 kV) Autostrada Braşov Cluj -Borş, secțiunea 1C Sighişoara Târgu-Mureș, Subsecțiunile 2 și 3 Târgu-Mureș – Ungheni - Ogra;
1.663 mii lei – deviere LEA 400 kV SC Slatina - Drăgănești Olt (stâlpii 16, 16 bis).
Rezultatul reportat
Rezultatul reportat la data de 31 decembrie 2021 este în sumă de 1.631.074 mii lei.
La data de 31 decembrie 2021, Compania înregistrează un rezultat reportat pozitiv datorat, în principal, transferului rezervelor din reevaluare pe măsura amortizării mijloacelor fixe în rezultatul reportat în sumă de 70.579 mii lei.
La data de 31 decembrie 2021, profitul actuarial înregistrat în rezultatul reportat este în sumă de 9.382 mii lei. Această sumă a rezultat în urma aplicării prevederilor IAS 19 – Beneficiile angajaților (Nota 15).
Din profitul net contabil realizat de Transelectrica la data de 31 decembrie 2021 în sumă de 450 mii lei, se repartizează la “Alte rezerve” suma de 356 mii lei, valoare ce reprezintă repartizarea la rezerve a sumei profitului pentru care s-a beneficiat de scutire de impozit pe profit, mai puțin partea aferentă rezervei legale, până la concurența profitului contabil înregistrat la sfârșitul exercițiului financiar, conform prevederilor art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările și completările ulterioare.
Repartizarea profitului net la data de 31 decembrie 2021
Propunerea de repartizare pe destinațiile legale a profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2021, în sumă de 450, este următoarea:
Propunerea repartizării profitului contabil rămas după deducerea impozitului pe profit la data de 31 decembrie 2021 s-a efectuat în conformitate cu prevederile legislaţiei în vigoare, respectiv:
OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societăţile naţionale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi la regiile autonome, aprobată cu modificări prin Legea nr. 769/2001, cu modificările şi completările ulterioare;
OMFP nr. 144/2005 privind aprobarea Precizărilor pentru determinarea sumelor care fac obiectul repartizării profitului conform OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului la societăţile naţionale, companiile naţionale şi societăţile comerciale cu capital integral sau majoritar de stat, precum şi la regiile autonome, aprobată cu modificări prin Legea nr. 769/2001, cu modificările şi completările ulterioare;
OMFP nr. 128/2005 privind unele reglementări contabile aplicabile agenţilor economici;
Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare;
Regulamentul (CE) nr. 714/2009 al Parlamentului European și al Consiliului din 13 iulie 2009 privind condițiile de acces la rețea pentru schimburile transfrontaliere de energie electrică și de abrogare a Regulamentului (CE) nr. 1228/2003;
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
53
Ordinul ANRE nr. 171/2019, cu modificările și completările ulterioare privind aprobarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice;
Referatul pentru aprobarea ordinului privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a componentelor tarifului de transport de introducere a energiei electrice în rețea (Tg) și de extragere a energiei electrice din rețea (Tl) și a prețului pentru energia electrică reactivă, pentru CNTEE Transelectrica SA, valabile de la 1 ianuarie 2021 , transmis de ANRE cu adresa nr. 1000068/14.102.2020;
Bugetul de venituri și cheltuieli aprobat prin Hotărârea AGA nr. 2/29.04.2021.
Astfel, profitul contabil pe anul 2021 rămas după deducerea impozitului pe profit se repartizează pe următoarele destinaţii:
a) rezerva legală în sumă de 94 mii lei - determinată în cota de 5% conform prevederilor art. 26 alin. (1) lit. a) din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare și a Legii nr. 31/1991 privind societățile comerciale ;
b) alte rezerve reprezentând facilități fiscale prevăzute de lege în sumă de 356 mii lei - reprezentate de scutirea de la plată a impozitului pe profitul reinvestit, în conformitate cu prevederile art. 22 din Legea nr. 227/2015 privind Codul fiscal, cu modificările şi completările ulterioare.
13. VENITURI IN AVANS
Veniturile în avans pe termen lung și scurt sunt reprezentate în principal de: tariful de racordare, alte subvenții pentru investiții, fonduri europene nerambursabile de la Ministerul Fondurilor Europene, precum și venituri din utilizarea capacitații de interconexiune.
La 31 decembrie 2021, situația veniturilor în avans se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
Din care porțiunea pe termen scurt la 31 decembrie 2020
31 decembrie 2020
Din care porțiunea pe termen scurt la 31 decembrie 2020
Venituri înregistrate în avans -alocare capacitate din interconexiune
7.649
7.649
2.673
2.673
Venituri înregistrate în avans - fonduri europene
2.076
2.076
1.411
1.411
Fonduri din tarif de racordare
260.881
14.814
258.087
16.999
Fonduri Europene
178.667
6.138
92.135
6.948
Alte subvenții
25.902
1.060
27.116
1.362
Total
475.175
31.738
381.422
29.393
Evoluția veniturilor în avans pe termen scurt în cursul anului 2021 se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Sold la 1 ianuarie
29.393
37.210
Încasări în avans aferente capacității de interconexiune
38.428
53.932
Încasări din fonduri europene
1.092
311
Transfer din venituri în avans pe termen lung (tarif de racordare)
(2.914)
(3.930)
Venituri din utilizarea capacității de interconexiune
(33.452)
(57.016)
Venituri din fonduri europene
(809)
(1.114)
Sold la sfârșitul perioadei
31.738
29.393
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
54
Evoluția veniturilor în avans pe termen lung în cursul anului 2021 se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Sold la 1 ianuarie
352.029
360.641
Subvenții racordare
3.662
6.673
Fonduri nerambursabile
(93.133)
(33)
Fonduri nerambursabile de restituit
-
-
Transfer din venituri în avans pe termen scurt
203.483
7.393
Reluarea la venituri a subvențiilor
(22.603)
(22.645)
Sold la sfârșitul perioadei
443.437
352.029
14. ÎMPRUMUTURI
Împrumuturi pe termen lung
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, soldul împrumuturilor pe termen lung - contractate de la instituțiile de credit se prezintă, după cum urmează:
Descriere
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
BEI 25709 (i)
47.648
58.613
BEI 25710 (i)
55.666
66.538
Total împrumuturi pe termen lung de la instituţiile de credit, din care:
103.314
125.151
Mai puţin: Porţiunea curentă a împrumuturilor pe termen lung
(23.859)
(23.480)
Total împrumuturi pe termen lung, net de ratele curente
79.455
101.671
Situația împrumuturilor pe termen lung la data de 31.12.2021:
Denumire Împrumut
Data acordării
Valoare Împrumut (valuta)
Sold la 31.12.2021 (valuta)
Sold la 31.12.2021 (RON)
BEI 25709
05.08.2010
32.500.000 EUR
9.629.630 EUR
47.648.371
BEI 25710
05.08.2010
32.500.000 EUR
11.250.000 EUR
55.666.125
TOTAL
103.314.496
Împrumuturile pe termen lung sunt detaliate, după cum urmează:
a) și b) Împrumut acordat de Banca Europeană de Investiții (BEI)
Împrumuturile nr. BEI 25709 și BEI 25710 au fost acordate de BEI la 5 august 2010 pentru a finanța modernizarea și reabilitarea Rețelei Electrice de Transport din România. Valoarea fiecărui împrumut este de 32,5 mil EUR.
Împrumutul nr. 25709 nu este garantat, în timp ce împrumutul nr. 25710 este garantat de BNP Paribas SA Sucursala București. Perioada de rambursare este de 15 ani, cu o perioadă de grație de 2 ani. Rambursarea se face începând din 2012 și până în 2025 pentru împrumutul BEI 25709 (pe 10 martie și 10 septembrie a fiecărui an) și începând cu 2013 și până în 2028 pentru împrumutul BEI nr. 25710 (pe 11 aprilie și 11 octombrie a fiecărui an). Rata dobânzii este 3,596% pentru împrumutul BEI 25709, iar pentru împrumutul BEI 25710 este de 3,856% si 2,847%.
Suma datorată la 31 decembrie 2021 pentru împrumutul BEI 25709 este de 9,6 mil EUR și pentru împrumutul BEI 25710 este de 11,3 mil EUR.
Acordul de împrumut BEI 25709 cuprinde anumite clauze financiare: (i) raportul dintre EBITDA și dobânzile aferente împrumuturilor pe termen lung plătite în cursul anului trebuie fie cel puțin 4,2; (ii) raportul dintre obligațiile pe termen lung și capitalurile proprii trebuie nu depașească 0,95; (iii) raportul dintre datoria totală netă și EBITDA să fie de maxim 3,5.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
55
Împrumutul BEI 25710 este garantat de către BNP Paribas SA Sucursala București. Contractul de garantare a fost încheiat la 20.12.2019 pentru o perioadă de 3 ani. Contractul prevede un comision de garantare de 0,40% pe an calculat la 115% la valoarea creditului rămas de rambursat.
La data de 31 decembrie 2021, indicatorii financiari aferenți contractelor de credit au fost îndepliniți.
Porțiunea pe termen lung a împrumuturilor va fi rambursată, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Între 1 si 2 ani
23.859
23.480
Între 2 si 5 ani
54.168
70.440
Peste 5 ani
1.427
7.752
Total
79.455
101.671
Grupul nu a efectuat activități de acoperire împotriva riscurilor aferent obligațiilor sale în monedă străină sau expunerii la riscurile asociate ratei dobânzii.
Toate împrumuturile pe termen lung aflate în sold la 31.12.2021 sunt purtatoare de dobândă fixă.
Împrumuturi pe termen scurt
Împrumuturile pe termen scurt sunt detaliate, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Porțiunea curentă a creditelor pe termen lung
23.859
23.480
Linii de credit SMART
2.707
8.864
Dobânzi aferente împrumuturilor pe termen lung și scurt
1.013
1.230
Total imprumuturi pe termen scurt
27.579
33.574
Împrumuturi contractate pentru activitatea curentă
La data de 12.03.2020, Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C52 cu Banca Transilvania pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înalta eficiență, sub formă de descoperit de cont, în sumă de 175.000 mii lei, cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă negativă de 0,35%. În cazul în care valoarea ratei de referință ROBOR 1M este mai mică de 0,35%, rata de dobândă aplicată este 0%.
Linia de credit a fost garantată prin:
ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractele privind contribuția pentru congenerare de înaltă eficiență încheiate cu Cez Vanzare S.A., E.ON Energie Romania S.A., Enel Energie SA, SC Tinmar Energy SA, Enel Energie Muntenia SA.
Contractul s-a finalizat la data de 11.03.2021.
La data de 02.04.2021, Transelectrica a încheiat contractul de credit nr. C86 cu UniCredit Bank pentru o perioadă de 12 luni pentru finanțarea schemei de sprijin de tip bonus pentru cogenerarea de înaltă eficiență, sub formă de descoperit de cont, în sumă de 175.000, cu o dobândă calculată în funcție de rata de referință ROBOR 1M, la care se adaugă o marjă de 0%.
Linia de credit este garantată prin:
ipotecă mobiliară asupra contului bancar deschis la bancă;
ipotecă mobiliară asupra creanțelor rezultate din contractele privind contribuția pentru congenerare de înaltă eficiență încheiate cu Electrica Furnizare SA, Enel Energie SA, Cez Vanzare S.A., Getica 95 Com SRL, Enel Energie Muntenia SA.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
56
La data de 31 decembrie 2021, linia de credit nu este utilizată.
În luna noiembrie 2021, SMART SA a încheiat o nouă facilitate de credit cu Banca Românească în valoare de 12.000 lei pentru finanţarea activităţii curente şi refinanţarea liniei de credit deţinute la Libra Internet Bank, pe o perioada de 12 luni cu scadenţă în 23 noiembrie 2022.
15. OBLIGATII PRIVIND BENEFICIILE ANGAJATILOR
În conformitate cu HG nr. 1041/2003 și nr. 1461/2003, Grupul furnizează beneficii în natură sub formă de energie gratuită angajaților care s-au pensionat din cadrul entității predecesoare.
De asemenea, conform contractului colectiv de muncă, Compania furnizează beneficii pe termen lung atât salariaților, în funcție de vechimea în muncă și vechimea în cadrul Companiei, cât și foștilor salariați, după pensionare. Beneficiile acordate angajaților cu funcții de conducere sunt prezentate în Nota 28 - Salarizarea conducerii Companiei .
Beneficiile pe termen lung acordate de Grup cuprind, următoarele:
premii de pensionare care variază de la 1 la 5 salarii de bază brute lunare în funcție de numărul de ani de vechime în Companie la data pensionării;
prime jubiliare între 1 și 5 salarii de bază brute lunare în funcție de numărul de ani vechime în cadrul Companiei;
energie electrică gratuită acordată după pensionare de 1.200 kWh/an.
Calculele actuariale referitoare la beneficiile post angajare și la alte beneficii pe termen lung au fost determinate de către un actuar autorizat, în baza contractului de servicii încheiat cu SC CASIANIS BUCUREȘTI SRL.
Obligațiile privind beneficiile angajaților se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Prime jubiliare
32.246
32.207
Prime de pensionare
18.127
19.893
Energie electrică gratuită acordată actualilor angajati si angajatilor pensionati
24.801
35.019
Beneficii pentru terminarea contractului de muncă
-
-
Prime de maternitate
99
80
Total
75.272
87.200
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, Grupul are o obligație privind beneficiile pe termen lung acordate angajaților în sumă de 75.272 mii lei și respectiv 87.200 mii lei.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
57
OBLIGAŢII PRIVIND BENEFICIILE ANGAJAŢILOR
31 Decembrie 2020
Costul dobânzii
Costul serviciului curent
Plăţile din provizion
Pierdere actuarială aferentă perioadei
31 Decembrie 2021
Beneficiile aferente jubileelor ce vor fi acordate angajaţilor actuali
32.207
889
7.644
(3.134)
(5.360)
32.246
Beneficiile aferente concediilor de maternitate ce vor fi acordate angajaţilor actuali
80
3
15
(425)
426
99
Beneficiile aferente primelor acordate la ieşirea la pensie a angajaţilor actuali
19.893
436
965
(2.054)
(1.114)
18.127
Beneficiile acordate pentru ajutor medical conform contractului de muncă
-
-
-
-
-
-
Beneficiile aferente primelor acordate pentru terminarea contractului de muncă
-
-
-
-
-
-
Beneficii aferente contravalorii energiei electrice ce va fi achitată actualilor angajaţi după ieşirea la pensie
14.666
214
(3.226)
-
(3.789)
7.864
Beneficiile aferente achitării contravalorii energiei electrice ce va fi achitată actualilor pensionari
20.353
481
(2.959)
(1.669)
731
16.937
Total
87.200
2.023
2.439
(7.283)
(9.107)
75.272
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
58
16. a. DATORII COMERCIALE ŞI ALTE DATORII
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, datoriile comerciale și alte datorii se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Furnizori piaţa de energie
1.893.042
468.111
Furnizori de imobilizări
140.688
112.438
Furnizori alte activităţi
27.688
18.438
Sume datorate angajaţilor
10.610
11.303
Alte datorii
935.109
268.560
Total
3.007.137
878.850
La data de 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, datoriile aflate în sold pe piața de energie sunt în sumă de 1.893.042 mii lei, respectiv 468.111 mii lei și prezintă următoarea structură:
31 decembrie 2020
31 decembrie 2020
Furnizori piaţa de energie electrică, din care:
- furnizori – activitate operaţională – energie
1.125.211
178.659
- furnizori - piaţa de echilibrare
549.941
140.354
- furnizori din schema de sprijin de tip bonus pentru promovarea cogenerării de înaltă eficienţă
217.890
149.098
Total
1.893.042
468.111
Furnizorii pe piața de energie electrică sunt reprezentați în principal de: Hidroelectrica SA, MAVIR, OPCOM, IBEX, S Complexul energetic Oltenia SA, Electrocentrale Bucuresti SA, OMV Petrom SA, CIGA Energy SA, BEPCO SRL, Electrica Furnizare SA. La 31 decembrie 2021, ponderea acestora în total furnizori de energie este de circa 89%.
Creșterea soldului datoriilor aferente activității operaționale a fost determinată în principal de achitarea în trimestrul I al anului 2022 a obligațiilor de plată aflate în sold la data de 31 decembrie 2021 , rezultate, în principal, din cuplarea pieţelor de energie electrică.
Creșterea soldului datoriilor aferente pieței de echilibrare a fost determinată de creşterea volumului tranzacțiilor înregistrate în piața de echilibrare în luna decembrie 2021, comparativ cu luna decembrie 2020.
Creșterea datoriilor aferente schemei de sprijin către furnizori (producători) a fost determinată, de creşterea valorii bonusului lunar pentru cogenerarea de înaltă eficiență din trimestrul IV al anului 2021, față de trimestrul IV al anului 2020.
La data de 31 decembrie 2021, se înregistrează obligații de plată către furnizori (producători) în sumă de 35.549 (RAAN 32.180 și CET Govora SA 3.369), reprezentând bonusul lunar de cogenerare, ante- supracompensarea pentru anii 2014 și 2015, bonusul neacordat pentru anul 2015. Sumele reprezentând datoriile Companiei aferente schemei de sprijin față de RAAN si CET Govora au fost reținute la plată în baza art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013, întrucât furnizorii (producătorii) înregistrează obligații de plată față de Companie pe schema de sprijin de tip bonus.
Compania a solicitat furnizorilor (producătorilor) care nu au achitat facturile de supracompensare, acordul pentru efectuarea compensării datoriilor reciproce la nivelul minim al acestora prin Institutul de Management si Informatică (IMI) care gestiona unitar toate informațiile primite de la contribuabili, în baza prevederilor HG nr. 685/1999.
Producătorii (RAAN, CET Govora) nu au fost de acord cu această modalitate de stingere a creanțelor și datoriilor reciproce, motiv pentru care Compania a aplicat și aplică în continuare prevederile art. 17 alin. 5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență și de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficientă: “în cazul în care producătorul nu a achitat integral către administratorul schemei de sprijin obligațiile de plată rezultate în conformitate cu prevederile prezentului regulament, administratorul schemei de sprijin platește producătorului diferența dintre valoarea facturilor emise de producător si obligațiile de plată ale producătorului referitoare la schema de
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
59
sprijin, cu menționarea explicită, pe documentul de plată, a sumelor respective” și a reținut de la plată sumele aferente schemei de sprijin cuvenite.
CNTEE Transelectrica SA a încheiat cu CET Govora SA o convenție de compensare și eșalonare la plată a sumelor reprezentând creanțe din contravaloarea supracompensării pentru 2011-2013 și a bonusului necuvenit pentru anul 2014 (Convenția nr. C 135/30.06.2015 și Actul adițional nr. 1/04.08.2015). Durata Convenției a fost de 1 an (perioada iulie 2015-august 2016) și a prevăzut dreptul Companiei de a calcula și încasa penalități pe perioada eșalonării la plată.
În baza Convenției, au fost compensate creanțele Companiei de încasat de la CET Govora SA cu datoriile către CET Govora SA, reprezentate de bonus de cogenerare pentru perioada mai 2014 octombrie 2015 reținut prin aplicarea prevederilor art. 17 alin.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 și a prevederilor din Convenție, în sumă de 40.508.
În urma suspendării în instanță, prin Sentința civilă nr. 3185/27.11.2015, a Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 prin care a fost stabilită valoarea supracompensării pentru perioada 2011-2013, CET Govora SA nu a mai respectat obligațiile asumate prin Convenție. Începând cu data de 9 mai 2016, pentru CET Govora s-a deschis procedura generala de insolvență. Având in vedere prevederile Legii nr. 85/2014 - Legea insolvenței, Compania a sistat, începând cu data de 9 mai 2016, aplicarea prevederilor art. 17.5 din Ordinul președintelui ANRE nr. 116/2013 pentru aprobarea Regulamentului privind stabilirea modului de colectare a contribuției pentru cogenerarea de înaltă eficiență si de plată a bonusului pentru energia electrică produsă în cogenerare de înaltă eficiență și achită lunar către CET Govora bonusul de cogenerare cuvenit de aceasta. Prin Decizia civilă nr. 2430/05.10.2016, Înalta Curte de Casație si Justiție a admis recursul declarat de ANRE împotriva Sentinței civile nr. 3185/27.11.2015, a casat în parte sentința atacată și a respins cererea de suspendare formulată de CET Govora. Astfel, începând cu data de 05.10.2016, efectele Deciziei ANRE nr. 738/28.03.2014 nu mai sunt suspendate, producând efecte pe deplin.
În aceste condiții, Compania aplică dispozițiile art. 17 alin 5 din Ordinul ANRE nr. 116/ 2013 pentru datoriile si creanțele reciproce născute ulterior procedurii insolvenței, în sensul reținerii bonusului datorat CET Govora SA până la concurența sumelor aferente schemei de sprijin neachitate Companiei.
Creșterea soldului ”furnizorilor de imobilizări” la 31 decembrie 2021 față de 31 decembrie 2020 s-a datorat, în principal, creșterii volumului lucrărilor de investiții, în speță a contractelor aflate în derulare, facturate de către furnizorii de imobilizări.
Datoriile către ”furnizori alte activități” sunt reprezentate în principal de datoriile aferente serviciilor prestate de către terți, neajunse la scadență, datorii care au înregistrat o creștere față de 31 decembrie 2020.
La 31 decembrie 2021, Compania nu înregistrează datorii restante către furnizori, bugetul de stat sau instituții locale.
Structura datoriilor înregistrate în „alte datorii” se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Creditori diverşi
145.712
162.823
Clienţi-creditori
751.982
66.358
Dividende de plată
234
191
Alte datorii
37.180
39.187
Total
935.109
268.560
„Creditorii diverși”, în sumă de 145.712 mii lei la 31 decembrie 2021, reprezintă, în principal:
- poziția netă a schemei de sprijin privind cogenerarea de înaltă eficiență, poziție de datorie, în sumă de 138.654 mii lei.
Poziția netă a schemei de sprijin reprezintă diferența dintre:
- valoarea contribuției de colectat de la furnizorii consumatorilor de energie electrică, valoarea supracompensării activității de producere a energiei electrice și termice în cogenerare de înaltă eficiență, bonusul necuvenit de încasat de la producători, conform deciziilor ANRE, pe de-o parte, și
- valoarea bonusului de cogenerare, a antesupracompensării și a bonusului neacordat de achitat
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
60
către producătorii de energie în cogenerare de înaltă eficiență, beneficiari ai schemei de sprijin, pe de altă parte.
- 3.682 mii lei contracte de studii de soluţie pentru racordarea la RET, 924 studii pentru interconectarea sincronă a sistemelor din Ucraina și Republica Moldova cu sistemul european continental, 1.179 mii lei redevență trim III 2021 și altele.
“Clienții creditori”, la data de 31 decembrie 2021, sunt în sumă de 751.982 mii lei, din care 751.621 mii lei reprezintă sume încasate în avans de la OPCOM (545.873 mii lei), MAVIR (202.496 mii lei) și IBEX (3.252 mii lei) în cadrul tranzacțiilor aferente mecanismelor de cuplare prin preț, ICP ( Interim Coupling Project), SIDC (Single Intraday Coupling) şi SDAC (Single Day-ahead Coupling).
La 31 decembrie 2021, dividendele cuvenite acționarilor Companiei și neplătite sunt în sumă de 234 mii lei. Aceste sume se află la dispoziția acționarilor prin intermediul agentului de plată.
”Alte datorii” în sumă de 37.180 mii lei sunt reprezentate în principal de garanțiile de bună plată a contractelor pe piața de energie electrică încheiate de CNTEE Transelectrica SA în sumă de 21.903 mii lei și TVA neexigibilă în perioada de raportare în sumă de 14.405 mii lei.
16.b DATORII LEASING - CLĂDIRI
La 31 decembrie 2021, datoria pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri , conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing, este după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Datorii - Leasing clădiri pe termen scurt
8.966
7.417
Datorii - Leasing clădiri pe termen lung
24.656
30.532
Total
33.622
37.948
17. PROVIZIOANE
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020 situația provizioanelor se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Provizioane pentru litigii
32.379
51.144
Provizioane pentru contracte mandat
20.478
33.233
Provizioane fond participare salariaţi profit
-
3.973
Alte provizioane
805
4.661
Total
53.662
93.011
Provizioanele pentru litigii aflate în sold la 31.12.2021, în sumă de 32.379 mii lei , sunt reprezentate în principal de provizioanele constituite pentru următoarele:
Dosarul 36755/3/2018 reclamant Conaid Company SRL (17.216 mii lei) - mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 26 – Angajamente și contingente.
Dosarele nr. 105/2/2017 și 2494/115/2018* (10.649 mii lei) - reclamant Municipiul Reșita
Prin cererea de chemare în judecată, reclamantul solicită obligarea pârâtei CNTEE Transelectrica SA la plata următoarelor:
- 2.130 mii lei, reprezentând chiria pentru suprafața de teren ocupată temporar din fondul forestier aferentă anului 2015;
- 2.130 mii ei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2016;
- 2.130 mii lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2018;
- 2.130 mii lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2019;
- 2.130 mii lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2020;
- dobandă legală penalizatoare de la scadență și până la plata efectivă;
- cheltuieli de judecată.
Mai multe detalii cu privire la acest dosar sunt prezentate la Nota 26 – Angajamente și contingente.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
61
Dosar nr. 3083/3/2020 - reclamant NUCLEARELECTRICA SA (1.473 mii lei)
În data de 26.06.2020, Nuclearelectrica a chemat în judecată Compania pentru plata sumei de 1.291 mii lei reprezenând dezechilibru negativ și 182 mii lei, dobândă legală.
După mai multe termene în care a fost amânată cauza (26.06.2020, 16.10.2020, 11.12.2020), din diverse motive, la termenul din 22.12.2020, Instanța a obligat Compania la plata către reclamantă a sumei de 1.291 mii lei, cu titlu de daune interese compensatorii, la plata actualizării acestei sume cu rata inflaţiei de la data de 27.09.2018 şi până la data plăţii efective, la plata sumei de 182 mii lei reprezentând dobândă legală penalizatoare calculată de la data de 27.09.2018 şi până la data de 31.01.2020, precum şi la plata în continuare a dobânzii legale penalizatoare, calculată de la data de 01.02.2020 şi până la data plăţii efective. De asemenea, a obligat pârâta la plata către reclamantă a sumei de 23 mii lei, cu titlu de cheltuieli de judecată, constând în taxă judiciară de timbru. A respins cererea pârâtei privind plata cheltuielilor de judecată, ca neîntemeiată. Cu drept de apel în termen de 30 de zile de la comunicare. (Hotărâre 2698/2020 22.12.2020). Transelectrica SA a facut apel la Curtea de Apel București, se așteaptă înștiințarea din partea instanței de judecată.
Totodată, la data de 31 decembrie 2021, Compania are constituit un provizion în sumă de 20.478 mii lei, din care suma de 19.127 mii lei reprezintă componenta variabilă aferentă pachetelor OAVT-uri alocate și nevalorificate pe perioada mandatelor administratorilor executivi și neexecutivi executate în perioada 2013-2017.
18. IMPOZITUL PE PROFIT
Impozitul pe profit pentru anii 2021 și 2020 se prezintă, după cum urmează:
31 Decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent
(21.144)
(48.461)
Venit net din impozitul pe profit amânat
20.188
19.323
Total
(956)
(29.138)
Impozitul pe profit curent și amânat al Grupului pentru anii 2021 și 2020 este determinat la o rata statutară de 16%, fiind în vigoare în anul 2021 și în anul 2020.
Reconcilierea cotei efective de impozitare:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Impozit pe profit la rata statutară la o rată de 16%
572
27.366
Efectul cheltuielilor nedeductibile
18.098
28.194
Efectul veniturilor neimpozabile
(14.310)
(7.416)
Rezerva din reevaluare taxabilă
16.396
23.777
Rezerva legală
(15)
(1.350)
Impozit pe profit scutit
(1.046)
(8.771)
Alte efecte
(16.571)
(13.291)
Total
(3.123)
(48.509)
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
62
IMPOZITUL PE PROFIT AMANAT
Tabelul de mișcare privind datoria cu impozitele amânate în 2021 și 2020 se prezintă, după cum urmează:
Elemente
Sold la 1 ianuarie 2020
Recunoscut in profit si pierdere
Recunoscut direct in AERG
Sold la 31 decembrie 2020
Recunoscut in profit si pierdere
Recunoscut direct in AERG
Sold la 31 decembrie 2021
Imobilizări corporale - durate de viaţă
6.371
19.543
-
25.914
10.392
-
36.306
Imobilizări corporale – rezerve din reevaluare
151.471
(22.093)
534
129.912
(20.397)
-
109.515
Imobilizări corporale finanţate din subvenţii
(2.665)
(1.264)
-
(3.929)
(1.141)
-
(5.070)
Obligaţiile privind beneficiile angajaţiilor
(1.830)
(12.276)
110
(13.996)
1.952
-
(12.044)
Participare salariaţi la profit
-
(627)
-
(627)
627
-
-
Estimat interconexiune
(1.190)
902
-
(288)
(136)
-
(424)
Provizioane pentru litigii
(6.777)
(1.294)
-
(8.071)
3.031
-
(5.040)
Contracte de mandat
-
(89)
-
(89)
89
-
-
Ajustări stocuri
-
(1.974)
-
(1.974)
(327)
-
(2.301)
Alte elemente
-
-
-
-
(14)
-
(14)
Impozit (activ)/datorie
145.380
(19.172)
644
126.852
(5.925)
-
120.927
Activ
Datorie
Net
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Imobilizări corporale - durate de viaţă
(2.970)
(1.300)
39.276
27.214
36.305
25.914
Imobilizări corporale – rezerve din reevaluare
(20.397)
(23.755)
129.912
153.667
109.515
129.912
Imobilizări corporale finanţate din subvenţii
(1.188)
(1.285)
(3.882)
(2.644)
(5.070)
(3.929)
Obligaţiile privind beneficiile angajaţiilor
(12.044)
(13.996)
-
-
(12.044)
(13.996)
Participare salariaţi la profit
-
(627)
-
-
(0)
(627)
Estimat interconexiune
(424)
(288)
-
-
(424)
(288)
Provizioane pentru litigii
(5.040)
(8.071)
-
-
(5.040)
(8.071)
Contracte de mandat
-
(89)
-
-
-
(89)
Ajustări stocuri
(2.301)
(1.974)
-
-
(2.301)
(1.974)
Alte elemente
(14)
-
-
-
(14)
-
Impozit net (activ)/datorie
(44.379)
(51.385)
165.306
178.237
120.927
126.852
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
63
19. REZULTATUL PE ACȚIUNE
La 31 decembrie 2021 și la 31 decembrie 2020, rezultatul pe acțiune este:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Rezultatul exercitiului din operatiuni continue
1.304
141.901
Numărul de acțiuni ordinare la începutul și sfârșitul perioadei
73.303.142
73.303.142
Rezultatul de bază și diluat pe acțiune (lei/acțiune)
0,02
1,94
20. ALTE IMPOZITE ȘI OBLIGAȚII PENTRU ASIGURĂRILE SOCIALE
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, alte impozite și obligații pentru asigurările sociale cuprind:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Contribuția la fondurile de asigurări sociale
13.430
15.633
TVA de plată
3.244
5.502
Impozit pe salarii
2.424
2.850
Alte impozite de plată
1.431
1.067
Total
20.527
25.052
La 31 decembrie 2021, Compania înregistreaza obligații de plată pentru contribuțiile la fondurile de asigurări sociale, impozit pe salarii și alte impozite, obligații care au fost achitate în luna ianuarie 2022.
21. VENITURI DIN EXPLOATARE
Veniturile de exploatare cuprind veniturile realizate din prestarea de către Companie, pe piața de energie electrică, a serviciilor de transport și de sistem, alocarea capacității de interconexiune, servicii de operare a pieței de echilibrare și alte venituri.
Tarifele aprobate de ANRE pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică se prezintă, astfel:
Tarif mediu pentru serviciul de transport
Tarif pentru servicii de sistem tehnologice
Tarif pentru
servicii de sistem funcţionale
Ordin nr. 10/24.02.2021 pentru perioada 01 martie – 31 decembrie 2021
20,55
10,82
-
Ordin nr. 214/09.12.2020 pentru perioada 01 ianuarie – 28 februarie 2021
20,55
11,96
-
Ordin nr. 142/29.06.2020 pentru perioada 01 iulie – 31 decembrie 2020
Ordin nr. 10/15.01.2020 pentru perioada 16 ianuarie – 30 iunie 2020
Ordin nr. 218/11.12.2019 pentru perioada 01 ianuarie – 15 ianuarie 2020
17,97
17,97
18,33
11,96
13,05
13,05
2,49
1,84
1,84
În cursul anului 2020, în vederea implementării noului pachet de reglementări europene, în mod special Regulamentul (UE) 2019/943 şi Regulamentul (UE) 2017/2195, au fost armonizate metodologiile de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice şi a tarifului pentru serviciul de sistem, respectiv Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice , aprobată prin Ordinul ANRE nr. 171/2019 şi Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de sistem , aprobată prin Ordinul ANRE nr. 45/2017, cu modificările ulterioare, cu prevederile reglementărilor europene antemenţionate.
În acest sens, prin Ordinul ANRE nr. 153/2020 privind modificarea şi completarea Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice , aprobată prin Ordinul ANRE nr. 171/2019 s-a efectuat integrarea componentei aferentă serviciului funcţional de sistem în serviciul de
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
64
transport, unificarea fiind posibilă datorită faptului principiile și regulile de stabilire a veniturilor și a tarifelor sunt similare.
Totodată, prin Ordinul ANRE nr. 180/2020 s-a modificat Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de sistem , aprobată prin Ordinul ANRE nr. 45/2017, cu modificările ulterioare, în sensul eliminării prevederilor referitoare la principiile şi regulile de stabilire a tarifului pentru serviciul funcţional de sistem care au fost preluate în Ordinul ANRE nr. 153/2020.
În aceste condiţii, prin Ordinul ANRE nr. 214/2020, modificat prin Ordinul ANRE nr. 10/2021 a fost aprobat tariful mediu pentru serviciul de transport (care integrează şi componenta aferentă serviciului funcţional de sistem) şi tariful pentru serviciul de sistem, începând cu data de 1 ianuarie 2021.
Tariful mediu de transport al energiei electrice are două componente: tariful pentru introducerea de energie electrică în rețea ( T G ) și tariful pentru extragerea energiei electrice din rețea (T L ).
Tarifele zonale aferente serviciului de transport pentru introducerea de energie electrică în reţea (T G ) și pentru extragerea de energie electrică din rețea (T L ) au fost aprobate prin Ordinul ANRE nr. 214/2020, începând cu data de 1 ianuarie 2021.
Cantitatea de energie electrică livrată consumatorilor la care s-au aplicat tarifele pentru serviciile prestate pe piaţa de energie electrică se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Cantitatea de energie electrica livrata consumatorilor (MWh)
56.353.023
53.849.411
Veniturile din exploatare realizate în anii 2021 şi 2020 se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Venituri din serviciul de transport
1.151.786
963.063
Venituri din alocarea capacității de interconexiune
64.727
58.725
Venituri din energia reactivă
662
654
Venituri din tranzacții CPT
3.276
3.518
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)
31.834
9290
Venituri din serviciul de transport – total
1.252.286
1.035.250
Venituri din servicii de sistem funcționale
-
117.017
Venituri din servicii de sistem tehnologice
622.888
674.057
Venituri cu schimburi neplanificate pe PZU
832
3.952
Venituri din ajutoare de avarie
-
-
Venituri din servicii de sistem – total
623.720
795.025
Venituri privind piața de echilibrare
1.822.564
494.999
Alte venituri
85.432
67.625
Total venituri
3.784.002
2.392.901
Venituri din serviciul de transport şi servicii de sistem funcţionale
Având în vedere integrarea componentei aferentă serviciului funcţional de sistem în serviciul de transport începând cu 1 ianuarie 2021, pentru comparabilitatea anului 2021 cu anul 2020 , se va cumula în anul 2020 suma aferentă serviciului de transport cu cea aferentă serviciilor funcţionale de sistem.
Astfel, veniturile din serviciul de transport au înregistrat o creştere în anul 2021 comparativ anul 2020 cu suma de 71.707 mii lei, determinată de creşterea cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 4,65%, respectiv cu 2.503.612 MWh şi de majorarea tarifului mediu pentru serviciul de transport aprobat de ANRE (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, prezentat anterior).
Venituri din alocarea capacităţii de interconexiune
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
65
Veniturile din alocarea capacităţii de interconexiune au înregistrat o creştere în anul 2021 faţă de anul 2020, în sumă de 6.002 mii lei, corespunzătoare nivelului de utilizare a disponibilităţilor capacităţii de interconexiune de către traderii de pe piaţa de energie electrică.
Piaţa de alocare a capacităţilor de interconexiune este fluctuantă, preţurile evoluând în funcţie de cererea şi necesitatea participanţilor pe piaţa de energie electrică de a achiziţiona capacitate de interconexiune. De asemenea, prețul unitar al energiei electrice a crescut în toată Uniunea Europeană.
Mecanismul de alocare a capacităţii de interconexiune constă în organizarea de licitaţii anuale, lunare, zilnice şi intrazilnice. Cele anuale, lunare şi intrazilnice (numai pe graniţa cu Serbia) sunt explicite - se liciteaza doar capacitate de transport, iar cele zilnice (graniţa cu Ungaria) şi intrazilnice (graniţele cu Ungaria şi Bulgaria) sunt implicite - se alocă simultan cu energia şi capacitatea, prin mecanismul de cuplare.
Înfiinţarea, începând cu data de 19 noiembrie 2014, a bursei regionale de energie de către România, Ungaria, Cehia şi Slovacia presupune ca aceste patru ţări ajungă aibă un preţ unic al electricităţii tranzacţionate pe pieţele spot. Alocarea de capacitate între România şi Ungaria, singura ţară din cele 3 cu care România are frontieră, se face de transportatori: Transelectrica şi MAVIR, prin mecanism comun, în baza unui acord bilateral. În data de 17 iunie 2021 a avut loc lansarea proiectului Interim Coupling, care reprezintă cuplarea piețelor pentru ziua următoare din țările 4MMC cu cele din Polonia, Austria și Germania.
Începând cu anul 2016, s-a implementat principiul UIOSI pe graniţele cu Bulgaria si Ungaria, iar începând cu anul 2017 şi pe graniţa cu Serbia. Potrivit acestui principiu, participanţii care nu folosesc capacitatea câştigată la licitaţiile anuale şi lunare sunt remuneraţi (de către Transelectrica) pentru capacitatea respectivă. Capacitatea neutilizată se vinde ulterior în cadrul licitaţiilor zilnice.
Începând cu noiembrie 2019 a avut loc lansarea celui de-al 2-lea val în cadrul soluţiei unice europene de cuplare a pieţelor intrazilnice (SIDC Single Intraday Coupling). Mecanismul unic de cuplare a pieţelor intrazilnice asigură armonizarea continuă a ofertelor de vânzare şi cumpărare a participanţilor la piaţa dintr-o zonă de ofertare cu oferte de vânzare şi cumpărare din interiorul propriei zone de ofertare şi din orice altă zonă de ofertare unde este disponibilă capacitate transfrontalieră. Astfel, licitaţiile intrazilnice explicite sunt numai pe graniăţa cu Serbia, iar pe graniţele cu Bulgaria şi cu Ungaria sunt implicite (în cadrul SIDC).
Utilizarea veniturilor nete din alocarea capacităţii de interconexiune se realizează în conformitate cu prevederile din Ordinul ANRE nr. 171/2019 şi al Regulamentului (UE) 2019/943 din 5 iunie 2019 privind piaţa internă de energie electrică, ca sursă de finanţare a investiţiilor pentru modernizarea şi dezvoltarea capacităţii de interconexiune cu sistemele vecine.
Venituri din Inter TSO Compensation (ITC)
Aceste venituri au fost mai mici în anul 2021 comparativ cu anul 2020 cu suma de 242 mii lei , având în vedere veniturile rezultate din distribuţia fluxurilor de energie la nivel european şi din variaţia schimburilor programate de energie electrică cu Ucraina.
Venituri din tranzacţii CPT
Veniturile din tranzacţionarea energiei pentru CPT au fost obţinute, în principal, din vânzarea energiei în excedent pe Piaţa Intrazilnică administrată de OPCOM şi în cadrul PRE CIGA Energy, pe Piaţa de Echilibrare. Aceste venituri au fost mai mari în anul 2021 comparativ cu anul 2020 cu suma de 22.544 mii lei, datorită :
- noilor reguli pe piaţa de echilibrare, modificărilor legislative apărute în piaţa de echilibrare de energie electrică, cu aplicabilitate de la 1 februarie 2021 (efectuarea decontării la interval de 15 minute, aplicarea preţului unic de decontare pe piaţa de echilibrare) ;
- creşterii volumului tranzacţiilor pe Piaţa Intrazilnică ;
- creşterii preţurilor pe întreaga piaţă a energiei ;
- evoluţiei pandemiei Covid-19 şi a modului de gestionare a acesteia la nivel naţional.
Venituri din servicii de sistem tehnologice
Veniturile din serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o scădere în anul 2021 comparativ anul 2020 cu suma de 51.169 mii lei, determinată de diminuarea tarifului aprobat de ANRE pentru aceste servicii (cf. tabelului privind tarifele aprobate de ANRE pentru perioadele analizate, prezentat anterior), în condiţiile creşterii cantităţii de energie electrică livrată consumatorilor cu 4,65%, respectiv cu 2.503.612 MWh.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
66
Pentru activitatea de servicii de sistem tehnologice cadrul de reglementare specific acesteia conține mecanisme de regularizare care asigură compensarea excesului sau deficitului de venituri raportat la nivelul cheltuielilor necesare pentru desfășurarea activității respective. Astfel, potrivit reglementărilor ANRE, surplusul/deficitul de venit față de costurile recunoscute rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (corecție negativă/pozitiv ă ) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-a înregistrat surplusul/deficitul respectiv. Surplusul/deficitul de venit față de costurile rezultate din desfașurarea acestei activități se calculează pe perioade de programare a tarifului.
Venituri pe piaţa de echilibrare
Veniturile realizate pe piaţa de echilibrare au înregistrat o creştere în anul 2021 faţă de anul 2020 , cu suma de 1.327.564 mii lei, determinată, în principal, de următoarele aspecte:
aspecte de reglementare :
- eliminarea limitelor de preț la ofertare pe piața de echilibrare, potrivit Regulamentului de funcționare și de decontare a pieței de echilibrare şi a Regulamentului de programare a unităților de producție dispecerizabile, a consumatorilor dispecerizabili și a instalațiilor de stocare dispecerizabile, aprobate prin Ordinul ANRE nr. 61/31.03.2020 ;
- eliminarea obligativității participării la piața de echilibrare, potrivit Regulamentului de calcul şi de decontare a dezechilibrelor părţilor responsabile cu echilibrarea preţ unic de dezechilibru şi pentru modificarea unor ordine ale Preşedintelui Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 213/25.11.2020 ;
- trecerea pieţei de echilibrare la intervalul de decontare de 15 minute;
- aplicarea prețului unic de decontare pe piața de echilibrare începând cu data de 01 februarie 2021;
- aplicarea, începând cu data de 01 iunie 2021, a noului set de reguli comune de decontare a schimburilor intenționate de energie și a schimburilor neintenționate de energie (metodologia de calcul FSKAR Financial Settlement of k f, ACE and Ramping Period) ce prevede realizarea unei decontări financiare între Operatorii de Transport și Sistem, eliminând în acest fel compensările în natură determinate conform metodologiei ENTSO-E de către Centrele de Decontare de la Brauweiler (Germania) și Laufenburg (Elveția), pe care CNTEE Transelectrica SA le tranzacționa pe Piața pentru Ziua Următoare. Centrele de Decontare respective vor transmite rezultatele către fiecare Operator de Transport și Sistem sub forma unor fișiere zilnice conținând schimburile intenționate și schimburile neintenționate (cantități prețuri) calculate pentru respectivul Operator de Transport și Sistem, pe fiecare interval de decontare. Prețul stabilit este media ponderată a prețurilor de la tranzacționarea la Piețele pentru Ziua Următoare din toate statele membre ENTSO- E, prețurile fiind exprimate în Euro/MWh. Costurile și veniturile evidențiate în factura primită de la JAO privind decontarea energiei aferente schimburilor neintenționate va fi inclusă în calculul de decontare din Piața de Echilibrare, în conformitate cu prevederile Ordinului ANRE nr. 33/2021, privind modificarea și completarea Regulamentului de calcul și de decontare a dezechilibrelor părților responsabile cu echilibrarea preț unic de dezechilibru, aprobat prin Ordinul ANRE nr. 213/2020.
Veniturile, respectiv cheltuielile aferente schimburilor intenționate de energie și a schimburilor neintenționate de energie (FSKAR-UE) au fost înregistrate în cursul anului 2021 la elementele de venituri/cheltuieli cu schimburi neplanificate PZU, acestea fiind reclasificate în luna decembrie 2021 și înregistrate la indicatorii venituri pe piața de echilibrare, respectiv cheltuieli privind piața de echilibrare, datorită modificării regulilor de decontare a dezechilibrelor pe piața de energie, schimburile intenționate și neintenționate fiind integrate în mecanismul de decontare aferent pieței de echilibrare.
aspecte privind funcţionarea pieţei:
- modul de realizare a contractării pe piețele anterioare pieței de echilibrare la nivel local şi regional;
- evoluția prețului mediu înregistrat pe piața de echilibrare;
- evoluţia hidraulicităţii;
- evoluţia producţiei şi consumului de energie electrică;
- trendul de evoluţie al certificatelor de CO 2. ;
- regulile comune de decontare pentru schimburile intenţionate de energie şi regulile comune de decontare pentru schimburile neintenţionate de energie stabilite conform prevederilor Regulamentului (UE) nr. 1485/2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
67
transport al energiei electrice şi a Regulamentului (UE) nr. 2195/2017 de stabilire a unei linii directoare privind echilibrarea sistemului de energie electrică.
Reglementările implementate în legislația națională în concordanță cu prevederile Regulamentului (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019 privind piața de energie electrică, efectuarea decontării la intervalul de granularitate de 15 minute, aplicarea prețului unic de decontare pe piața de echilibrare și evoluția modului de gestionare a răspândirii Covid-19 la nivelul țării au avut și vor avea în continuare un impact semnificativ privind evoluția veniturilor/costurilor pe piața de echilibrare.
Pentru activitatea de administrare a pieței de echilibrare cadrul de reglementare specific acesteia conține mecanisme de regularizare care asigură compensarea excesului sau deficitului de venituri raportat la nivelul cheltuielilor necesare pentru desfășurarea activității respective. Astfel, potrivit reglementărilor ANRE, soldurile lunare nenule (surplusul/deficitul de venit) rezultate din desfășurarea acestei activități urmează a fi compensate prin corecție tarifară ex-post (negativă/pozitiv ă ) aplicată de ANRE în tarif în anii următori celui în care s-au înregistrat soldurile respective.
22. CHELTUIELI PENTRU OPERAREA SISTEMULUI SI PIATA DE ECHILIBRARE
Cheltuielile pentru operarea sistemului şi din piaţa de echilibrare realizate în anii 2021 şi 2020 se prezintă, astfel:
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic
527.639
251.865
Cheltuielile cu congestiile
1.603
2
Cheltuilei privind consumul de energie electrică în stațiile RET
24.582
16.230
Cheltuieli privind serviciile de sistem funcționale
4.022
30.492
Cheltuieli cu ITC (Inter TSO Compesation)
18.562
11.256
Total cheltuieli pentru operarea sistemului
576.409
309.846
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice
609.608
566.016
Cheltuielile privind piața de echilibrare
1.809.588
494.999
Total
2.995.605
1.370.861
Cheltuieli privind consumul propriu tehnologic
Acestea reprezintă cheltuieli cu achiziţia de energie electrică de pe piaţa liberă de energie electrică, respectiv Piaţa Centralizată a Contractelor Bilaterale (PCCB), Piaţa pentru Ziua Următoare (PZU), Piaţa de Echilibrare (PE) şi Piaţa Intrazilnică (PI) pentru acoperirea consumului propriu tehnologic (CPT) în RET.
C heltuielile privind consumul propriu tehnologic au fost mai mari cu suma de 275.774 mii lei în anul 2021 comparativ cu anul 2020 , având în vedere o serie de aspecte, după cum urmează:
- datorit ă caracteristicilor sale, Consumul Propriu Tehnologic (CPT) în Reţeaua Electrică de Transport (RET) este puternic dependent de condiţiile meteorologice, de structura producţiei şi a consumului de energie electrică la nivel naţional, de repartizarea fluxurilor de energie electrică în reţeaua de transport internă şi pe liniile de interconexiune cu sistemele electroenergetice vecine, valoarea sa fiind foarte puţin spre deloc controlabilă în condiţiile unei pieţe de energie regionale interconectate şi cuplate;
- consumul înregistrat în anul 2021 a fost mai mare cu circa 150 GWh (16%) faţă de perioada similară a anului 2020, consumul din anul 2020 fiind puternic influenţat de pandemia Covid-19;
- preţul mediu al energiei achiziţionate de pe PZU a fost de aproape patru ori mai mai mare în anul 2021 faţă de anul 2020, depăşind semnificativ valorile înregistrate în ultimii ani pe această piață;
- imprevizibilitatea pieței s-a manifestat prin creşterea accentuată şi rapidă a prețurilor, în contextul creşterii preţului certificatului de emisii de carbon, al unui nivel al capacităților de producere a energiei electrice insuficient pentru a înlocui producția bazată pe combustibili fosili, în special pe cea pe cărbune, în contextul liberalizării pieței, a lipsei concurenței producătorilor şi a concurenţei furnizorilor pentru cumpărarea de energie, pentru a-și putea îndeplini contractele cu numeroșii clienți ce au optat pentru piața liberă;
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
68
- aplicarea preţului unic de decontare pe piaţa de echilibrare începând cu data de 01.02.2021, precum şi efectuarea decontării la intervalul de granularitate de 15 minute, au condus la creşteri ale preţului mediu al energiei achiziţionate de pe Piaţa de Echilibrare de peste două ori faţă de perioada similară a anului precedent. Pentru întreaga perioadă analizată, costurile CPT aferente pieţei de echilibrare au fost cu circa 160% mai mari decât în perioada similară a anului precedent.
Cheltuieli privind congestiile
Congestiile (restricţiile de retea) sunt solicitări de transport al energiei electrice peste limitele de capacitate tehnică ale reţelei, fiind necesare acţiuni corective din partea operatorului de transport şi de sistem şi apar în situaţia în care, la programarea funcţionării sau la funcţionarea în timp real, circulaţia de puteri între două noduri sau zone de sistem conduce la nerespectarea parametrilor de siguranţă în funcţionarea unui sistem electroenergetic.
În anul 2021 s-au înregistrat cheltuieli cu congestiile în sumă de 1.603 mii lei, determinate, în principal, de:
- în luna decembrie 2021, pentru reducerea tranzitului de putere prin SEN dinspre Bulgaria către Ungaria și Ucraina, în condițiile unei producții foarte ridicate în CEE și pentru încadrarea în valoarea admisibilă a secțiunilor caracteristice 5 și 6 din SEN, în condițiile unor circulații foarte mari de putere pe LEA 400 kV Smârdan Gutinaș s-au dispus reduceri de putere pe congestie de rețea la UD din zona Dobrogea;
- în luna decembrie 2021 , în condițiile indisponibilității LEA 400 kV Sibiu Sud Țânțăreni, peste care s-a suprapus și o producție ridicată în CEE, pentru reducerea tranzitului de putere prin SEN dinspre Bulgaria către Ungaria și Ucraina, respectiv pentru evitarea suprasarcinilor pe axele de transport sud nord și respectarea criteriului de siguranță N-1, în condițiile unor circulații foarte mari de putere pe LEA 400 kV Smârdan Gutinaș și pe LEA 400 kV Sibiu Sud Brașov, s-au dispus reduceri de putere pe congestie de rețea la UD din zona Dobrogea.
Cheltuieli privind consumul de energie electrică în staţiile RET și RED
În vederea desfăşurării activităţii de transport a energiei electrice în staţiile electrice şi operării Sistemului Electroenergetic Naţional în condiţii de siguranţă, CNTEE Transelectrica SA trebuie achizitioneze energie electrică pentru acoperirea consumului aferent serviciilor interne din staţiile electrice de înaltă tensiune ce se află în administrarea Companiei.
Aceste cheltuieli au înregistrat o creştere de 8.352 mii lei în anul 2021 comparativ cu anul 2020 , creștere datorată majorării preţurilor de achiziţie a energiei electrice în anul 2021 şi modificărilor legislative aplicabile începand cu 01 iulie 2021, respectiv prevederile Ordinului ANRE nr. 82/2021.
Cheltuieli privind serviciile de sistem funcţionale
Cheltuielile privind serviciile de sistem funcţionale reprezintă schimburile internaţionale necontractate de energie electrică cu ţările vecine şi cheltuielile cu schimburile neplanificate pe piaţa zilei următoare. Aceste cheltuieli au înregistrat o scădere în anul 2021 comparativ cu anul 2020, în sumă de 26.470 mii lei.
Cheltuieli cu Inter TSO Compensation (ITC)
Cheltuielile cu ITC, în sumă de 18.562 mii lei, reprezintă obligaţiile lunare de plată/drepturile de încasare pentru fiecare operator de transport şi de sistem (TSO). Acestea se stabilesc în cadrul mecanismului de compensare/decontare a efectelor utilizării reţelei electrice de transport (RET) pentru tranzite de energie electrică între operatorii TSO din ţările care au aderat la acest mecanism din cadrul ENTSO-E. În anul 2021, aceste cheltuieli au fost mai mari cu 7.306 mii lei faţă de anul 2020 .
Cheltuieli privind serviciile de sistem tehnologice
Serviciile de sistem tehnologice sunt achiziţionate de Companie de la producători în scopul asigurării menţinerii nivelului de siguranţă în funcţionare a SEN şi a calităţii energiei electrice transportată la parametrii ceruţi de normele tehnice în vigoare, în baza necesarului stabilit de către Dispeceratul Energetic Naţional (unitate organizaţională din cadrul Companiei) care răspunde de asigurarea stabilităţii şi siguranţei funcţionării SEN.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
69
Contractarea acestor servicii se realizează atât în regim concurențial, cât și în regim reglementat (în baza Deciziilor Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei), în cazul rezervelor pentru energia reactivă.
Începând cu 01.02.2021, achiziţia serviciilor tehnologice de sistem se realizează în regim concurenţial prin licitaţii zilnice, în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) 2019/943 al Parlamentului European și al Consiliului din 5 iunie 2019.
În anul 2021 , contractarea serviciilor tehnologice de sistem în regim reglementat s-a efectuat numai pentru energia reactivă, conform Deciziei ANRE nr. 1078/2020, fiind asigurată de către Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale „Hidroelectrica” SA .
Cheltuielile privind serviciile de sistem tehnologice au înregistrat o creştere în anul 2021 comparativ cu anul 2020 , în sumă de 43.592 mii lei, influenţată, în principal, de următorii factori:
- creşterea preţurilor de achiziţie a serviciilor de sistem tehnologice pe piaţa concurenţială în perioada analizată , pentru rezerva secundară (RS) şi rezerva terţiară rapidă (RTR), având în vedere creşterea preţurilor înregistrate pe piaţa de energie electrică în anul 2021;
- manifestarea pe parcursul anului 2021 a unui nivel ridicat de concentrare a pieţei serviciilor tehnologice de sistem pentru serviciile tehnologice de sistem rezervă secundară (RS).
Cheltuieli privind piaţa de echilibrare
Cheltuielile privind piaţa de echilibrare realizate în anul 2021 în sumă de 1.809.588 mii lei, au fost mai mari cu 1.314.589 mii lei faţă de cele realizate în anul 2020. Aceste cheltuieli rezultă în urma notificărilor/realizărilor participanţilor pe această piaţă .
23. CHELTUIELI CU PERSONALUL
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Cheltuieli cu personalul
317.510
338.889
- din care cheltuieli cu salarile personalului
286.151
274.357
Totalul c heltuielilor cu personalul realizate în anul 2021 înregistrează o diminuare comparativ cu anul 2020 , determinată, în principal, de variaţia unor elemente de cheltuieli, cum ar fi:
reluarea la venituri a unei părţi din provizioanele constituite, concomitent cu plata efectuată pentru certificatele OAVT (OAVT = remuneraţii administratori executivi și neexecutivi constând în componenta variabilă aferentă pachetelor de OAVT-uri alocate și nevalorificate pe perioada mandatelor executate în perioada 2013-2017), plăţi efectuate în anul 2021 în baza sentinţelor judecătoreşti executorii, primite de Companie ;
reluarea la venituri a provizioanelor constituite pentru componenta variabilă şi alte compensaţii conform contractelor de mandat încetate în anul 2021, aferente membrilor Directoratului şi Consiliului de Supraveghere , reluarea la venituri a provizioanelor pentru beneficiile angajaților conform calcul actuarial, precum şi reluarea la venituri a valorii nerepartizate din provizionul constituit în anul 2020 privind participarea salariaţilor la profitul Companiei ;
constituirea unor provizioane noi pentru care Compania este implicată în litigii cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, pentru contractele de mandat încheiate în anul 2020 ;
diminuarea cheltuielilor cu tichetele de vacanță acordate salariaţilor şi a cheltuielilor privind asigurările şi protecţia socială ;
creşterea cheltuielilor cu salariile personalului, a cheltuielilor sociale, a cheltuielilor aferente contractelor de mandat (Directorat, Consiliu de Supraveghere), precum şi înregistrarea cheltuielilor privind participarea salariaţilor la profitul aferent anului 2020.
ii) Numărul mediu de salariaţi
La 31 decembrie 2021 şi 31 decembrie 2020, numărul mediu al angajaţilor cu contract individual de muncă pe durată nedeterminată se prezintă astfel:
Numar mediu salariați
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Transelectrica SA
2.015
2.021
Smart SA
610
603
Teletrans SA
217
226
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
70
24. ALTE CHELTUIELI DIN EXPLOATARE
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Alte cheltuieli cu serviciile executate de terți
27.117
85.174
Cheltuieli poștale și taxe de telecomunicații
1.192
1.074
Cheltuieli cu chiriile
5.044
3.264
(Venituri)/Cheltuieli nete de exploatare privind ajustările pentru deprecierea activelor circulante
24.019
8.276
Alte cheltuieli
26.633
31.465
Total
84.003
129.252
În anul 2021 , aceste cheltuieli au înregistrat o diminuare în sumă de 45.249 mii lei comparativ cu anul 2020 , determinată, în principal, de variaţia unor elemente de cheltuieli, cum ar fi:
reluarea la venituri a unor provizioane constituite pentru Energomontaj SA, Regia Naţională a Pădurilor Romsilva, ANAF, OPCOM SA, Energobit SA etc. ;
diminuarea unor elemente de cheltuieli, cum ar fi : cheltuielile pentru OAVT-urile plătite în baza hotărârilor judecătoreşti executorii emise de instanţă ( bonusul de performanţă aferent Certificatelor OAVT acordate foștilor membri executivi și neexecutivi și nevalorificate, remunerare conform contractelor de mandat încheiate în perioada 2013 2017), cheltuielile privind energia achiziţionată pentru consum administrativ, cheltuielile generate de pandemia Covid-19, cheltuielile cu studiile şi cercetările etc.;
creşterea cheltuielilor cu serviciile executate de terţi ( cheltuieli cu mentenanţa Teletrans, cheltuieli privind implementarea codurilor paneuropene , cheltuieli cu protecţia civilă şi paza etc. ), a cheltuielilor cu redevenţele şi chiriile (datorită măririi cuantumului redevenței anuale, de la 0,1% la 0,4%, în conformitate cu prevederile Legii nr. 244/09.11.2020 privind modificarea Legii energiei electrice şi a gazelor naturale nr. 123/2012), cheltuielilor cu deplasările, cheltuielilor privind mărfurile, cheltuielilor cu sponsorizarea, cheltuielilor privind cotizaţiile internţionale etc.;
creşterea cheltuielilor privind impozitele şi taxele, având în vedere înregistrarea, în luna februarie 2021, a sumei de 2.140 mii lei reprezentând cheltuieli cu taxa pe valoare adăugată neadmisă la deducere aferentă perioadei 2014-2016, conform Raportului de inspecție fiscală nr. F- MC18/16.02.2021 și a Deciziei de impunere privind obligațiile fiscale principale aferente diferențelor bazelor de impozitare stabilite în cadrul inspecțiilor fiscale la persoanele juridice nr. F- MC 22/16.02.202, emise de ANAF Direcția Generală de Administrare a Marilor Contribuabili. Pentru suma plătită, Compania a avut constituit provizion, care la data plăţii, a fost anulat prin reluare la venituri;
înregistrarea, în luna martie 2021, a sumei de 2.846 mii lei (582.086,31 euro) și a dobânzii legale penalizatoare aferentă debitului principal, calculată de la 11.06.2014 până la 24.03.2021, sumă achitată la Filiala OPCOM, pentru care prezentăm detaliat, următoarele:
Prin Decizia civilă nr. 614 din 16.03.2021 a ICCJ Secția a II-a Civilă, s-a dispus respingerea recursului formulat de CNTEE Transelectrica SA împotriva Deciziei nr. 1813/2018, pronunțată de Curtea de Apel București în dosarul nr. 40814/3/2014*, constituind astfel titlu executoriu, sentința nr. 4275/24.06.2015, pronunțată de Tribunalul București, în dosarul nr. 40814/3/2014, fiind definitivă. Astfel, Compania a achitat filialei OPCOM SA suma de 2.846 mii lei (582.086,31 euro) reprezentând suma achitată de reclamanta OPCOM SA în locul pârâtei (Compania) din valoarea totală a amenzii de 1 mil euro, aplicată prin Decizia Comisiei Europene, la data de 05.03.2014, privind o procedură inițiată în temeiul articolului 102 din Tratatul privind funcționarea Uniunii Europene în cazul AT.39984. Prin Decizia CE anterior menționată s-a reținut: ”Articolul 1 - CNTEE Transelectrica SA și filiala sa SC OPCOM SA au comis o încălcare unică și continuă a art. 102 din tratat de la 30 iunie 2008 până cel puțin la 16 septembrie 2013 sub forma unei discriminări, întrucât au cerut comercianților din Uniune care doreau participe la Piața pentru Ziua Următoare și la Piața Intrazilnică de energie electrică din România se înregistreze în scopuri de TVA în România.
Art. 2 Pentru încălcarea prevăzută la art. 1, întreprinderilor CNTEE Transelectrica SA și SC OPCOM SA li se aplică o amendă de 1 mil euro, acestea răspunzând solidar de achitarea întregii amenzi.”
Pentru suma plătită, Compania a avut constituit provizion încă din anul 2015, care la data plăţii a fost anulat prin reluare la venituri.
creşterea cheltuielilor (nete) de exploatare privind ajustările pentru deprecierea activelor
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
71
circulante , având în vedere provizioanele constituite pentru Getica 95 Com SRL, Romelectro SA, CET Govora SA, AIK Energy LTD, ISPE Proiectare şi Consultanţă SA, Eva Energy etc., a ajustărilor pentru deprecierea stocurilor, concomitent cu reluarea la venituri a ajustărilor pentru deprecierea activelor curente ( Romelectro SA , Electrocentrale București, CET Govora SA, AIK Energy LTD, ISPE Proiectare şi Consultanţă SA, Arelco Power SRL etc.), a ajustarilor pentru depreciere stocuri etc.
25. REZULTAT FINANCIAR NET
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Venituri din dobânzi
2.596
7.050
Venituri din diferențe de curs valutar
4.144
2.735
Alte venituri financiare
(72)
287
Total venituri financiare
6.669
10.072
Cheltuieli privind dobânzile
(8.388)
(10.278)
Cheltuieli din diferențe de curs valutar
(7.501)
(5.055)
Alte cheltuieli financiare
(10)
(9)
Total cheltuieli financiare
(15.898)
(15.343)
Rezultatul financiar net
(9.229)
(5.271)
La data de 31 decembrie 2021, Grupul a înregistrat un rezultat financiar net (pierdere) în sumă de 9.229 mii lei, mai mare cu 3.958 mii lei faţă de cel înregistrat în anul 2020. Acesta a fost influenţat, în principal, de dobânzile aplicate în perioada analizată, dar şi de evoluţia cursului de schimb valutar al monedei naţionale în raport cu monedele străine în care Grupul are contractate împrumuturi bancare pentru finanţarea programelor de investiţii.
La 31 decembrie 2021, în valoarea totală de 8.388 mii lei ( cheltuieli privind dobânzile) suma de 1.942 mii lei reprezintă dobânda pentru pentru imobilizările aferente drepturilor de utilizare a activelor luate în leasing - clădiri , conform prevederilor IFRS 16 – Contracte de leasing.
Cursul de schimb al monedei naţionale înregistrat la 31 decembrie 2021 comparativ cu cel înregistrat la 31 decembrie 2020, se prezintă, astfel:
Moneda
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Lei / Euro
4,9481
4,8694
Lei / Dolar SUA
4,3707
3,966
26. CADRUL LEGISLATIV FISCAL
Cadrul legislativ-fiscal din România și implementarea sa în practică se modifică frecvent și face subiectul unor interpretări diferite din partea diverselor organe de control. Declarațiile de impozit pe profit fac subiectul reviziei și corecțiilor autorităților fiscale, în general pe o perioadă de cinci ani după data completării lor. Conducerea consideră a înregistrat în mod adecvat obligațiile fiscale în situațiile financiare; totuși, persistă riscul ca autoritățile fiscale adopte poziții diferite în legătură cu interpretarea acestor aspecte. Impactul acestora nu a putut fi determinat la această data.
27. ANGAJAMENTE ȘI CONTINGENTE
Angajamente
La 31 decembrie 2021, Compania avea angajamente în valoare de 1.094.744 mii lei reprezentând contracte în derulare pentru lucrări de investiții referitoare la modernizarea și retehnologizarea rețelei de transport.
Terenuri utilizate de Grup
Conform politicii Grupului , situațiile financiare includ doar valoarea terenurilor pentru care s-au obținut certificate de atestare a dreptului de proprietate la data situațiilor financiare.
Potrivit Legii nr. 99/1999, în cazul în care Compania obține certificatul de atestare a dreptului de
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
72
proprietate pentru un teren după momentul privatizării, terenul va fi considerat aport în natură al Statului român. Aceste terenuri sunt înregistrate inițial în alte rezerve. În acest sens, Compania va majora capitalul social cu valoarea terenurilor, iar beneficiar al acestei majorări va fi Statul român.
La acest moment, opinia juridică externă primită de către Companie ca urmare a achiziționării serviciilor juridice de consultanță, de asistență și/sau de reprezentare necesare pentru majorarea capitalului social al Companiei susține că, în lipsa unor modificări sau clarificări ale cadrului legislativ, dispozițiile legislației general aplicabile societăților sunt contradictorii cu dispozițiile privind majorarea la societățile reglementate de legislația privatizării. Prin raportare la demersurile având ca obiectiv majorarea capitalului social cu valoarea terenurilor pentru care s-au emis certificate de atestare a dreptului deproprietate, O.P.S.P.I. a comunicat Companiei că, în opinia acestei instituții, este necesar ca majorarea capitalului să se realizeze după modificarea cadrului legal.
Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor a aprobat prin Hotărârea nr. 7/28.05.2020 majorarea de principiu a capitalului social al CNTEE Transelectrica SA cu aportul în natură reprezentat de valoarea unui număr de 17 terenuri pentru care Compania a obținut certificatele de atestare a dreptului de proprietate și înaintarea către Oficiul Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul București și a propunerii de desemnare a JPA Audit și Consultanță SRL în calitatea de evaluator autorizat ANEVAR pentru evaluarea în condițiile legii a aportului în natură care face obiectul majorării capitalului social.
Ca urmare a validării de către ORCTB a propunerii Adunării generale a acționarilor privind expertul, JPA Audit și Consultanță SRL în calitate de evaluator autorizat ANEVAR a întocmit și comunicat Companiei Raportul de evaluare nr. 21278/10.05.2019 în care se stabilește valoarea justă la data de 31.03.2019 a celor 17 terenuri pentru care Compania a obținut certificatele de atestare a dreptului de proprietate, terenuri aparținând Companiei. Acest raport a fost actualizat prin Raportul de evaluare nr. 1158/10.01.2022 în care se stabilește valoarea justă a terenurilor la data de 30.09.2021.
Având în vedere faptul ne confruntăm cu opinii diferite asupra aplicării/interpretării legislației incidente respectiv a legislației privatizării și a legislației pieței de capital , CNTEE Transelectrica SA se află în imposibilitatea obiectivă de a majora capitalul social cu valoarea celor 17 terenuri pentru care Compania a obținut certificatele de atestare a dreptului de proprietate și pentru care expertul JPA Audit și Consultanță SRL a stabilit o valoare justă.
Litigii in curs
Conducerea analizează periodic situația litigiilor în curs, iar în urma consultării cu reprezentanții săi legali decide necesitatea creării unor provizioane pentru sumele implicate sau a prezentării acestora în situațiile financiare.
Având în vedere informațiile existente, conducerea Companiei consideră nu există litigii în curs semnificative în care Compania să aibă calitatea de pârât, cu excepția următoarelor:
REGIA AUTONOMĂ PENTRU ACTIVITĂȚI NUCLEARE
Pe rolul Tribunalului Mehedinți Secția a II-a Civilă, de Contencios Administrativ și Fiscal a fost înregistrat dosarul nr. 3616/101/2014 , având ca obiect “pretenții în sumă de 1.091 mii lei, contravaloare factura nr. 1300215/31.12.2013”, dosar în care Compania are calitatea de pârâtă, reclamantă fiind Regia Autonomă pentru Activități Nucleare – RAAN.
Prin sentința civilă nr. 127 pronunțată la data de 10.10.2014, Tribunalul Mehedinți a dispus admiterea cererii formulate de Reclamanta RAAN și obligarea Companiei la plata sumei de 1.091 mii lei, contravaloare factura nr. 1300215/31.12.2013.
Compania a formulat recurs prin care a solicitat Instanței ca, prin hotărârea ce o va pronunța, dispună admiterea recursului așa cum a fost formulat, casarea deciziei și sentințelor atacate și trimiterea cauzei instanței competente teritorial în vederea judecării ei, constatarea întrunirii cerințelor art. 1616-1617 Cod Civil, motiv pentru care se solicită se constate intervenirea compensației de drept a datoriilor reciproce și stingerea acestora până la concurența sumei celei mai mici dintre ele, în speță suma totală solicitată de reclamantă prin cererea de chemare în judecată, obligarea intimatei - reclamante la plata cheltuielilor făcute cu acest recurs.
Recursul a fost înregistrat pe rolul Înaltei Curți de Casație și Justiție care a decis casarea deciziei nr. 843/2015 și a trimis cauza spre rejudecare în recurs aceleiași instanțe, Curtea de Apel Craiova.
Prin decizia nr. 124/2017, Curtea de Apel Craiova a admis recursul declarat de către Transelectrica și a casat sentința nr. 127/2014 pronunțată de Tribunalul Mehedinți, iar cauza a fost trimisă spre rejudecare la
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
73
Tribunalul București Secția a VI-a Civilă. Pe rolul Tribunalului București, cauza a fost înregistrată sub nr. 40444/3/2017, care prin sentința civilă nr. 4406/04.12.2017 a dispus admiterea cererii formulate de RAAN și a obligat Transelectrica la plata sumei de 1.091 mii lei. Sentința a fost atacată cu recurs.
În perioada 2014-2015. Compania a reținut la plată bonusul cuvenit RAAN pe schema de sprijin, în baza prevederilor din reglementările ANRE, respectiv art.17 alin.5 din Ordinul președintelui ANRE nr.116/2013.
În aceste condiții, RAAN a calculat penalități pentru neîncasarea la termen a bonusului de cogenerare cuvenit, în sumă de 3.497 mii lei, reținut de la plată de către Companie în contul creanțelor neîncasate. Suma de 3.497 mii lei a fost refuzată la plată de Companie și nu a fost înregistrată ca datorie în cadrul schemei de sprijin.
Obiectul dosarului cu numărul 9089/101/2013/a152 este o contestație împotriva Tabelului suplimentar de creanțe împotriva debitoarei RAAN, valoarea în litigiu fiind de 89.361mii lei.
Transelectrica SA a fost înscrisă în tabelul debitoarei RAAN cu suma de 11.265 mii lei, în categoria creanțelor ce au rezultat din continuarea activității debitorului, suma solicitată de Companie fiind însă în valoare de 89.361 mii lei. Nu a fost înscrisă în tabelul preliminar de creanțe suma de 78.096 mii lei, pe motiv “aceasta nu figurează ca fiind datorată în evidențele contabile ale RAAN.” Mai mult decât atât, lichidatorul judiciar a considerat solicitarea înscrierii în tabel a sumei de 78.096 mii lei este tardiv formulată, fiind aferentă perioadei 2011 2013, motiv pentru care declarația de creanță trebuia fie formulată la momentul deschiderii procedurii insolvenței, respectiv în data de 18.09.2013.
S-a depus în termen legal contestație la Tabelul suplimentar de creanțe, tribunalul Mehedinți încuviințând proba cu expertiza contabilă.
La termenul din 14.06.2018 se suspendă judecarea cauzei până la soluţionarea dosarului nr. 3014/2/2014 aflat pe rolul ÎCCJ, iar în data de 14.02.2019, Tribunalul Mehedinți a dispus conexarea dosarului la dosarul nr. 9089/101/2013/a140 (având ca obiect pretenţii cerere de plată). Astfel judecarea dosarului a fost amânată, întrucât instanţa a considerat este utilă soluţionării cauzei prezentarea Deciziei civile nr. 2969/26.09.2018, pronununţată de Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie în dosarul nr. 3014/2/2014, având ca obiect anulare decizie Preşedinte ANRE nr. 743/2014.
Soluţia Tribunalului Mehedinți prin Hotarârea 163/ 20.06.2019 este: Admite excepţia decăderii. Admite în parte acţiunea principală precum şi contestaţia conexată. Obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 16.950 mii lei creanţă născută în cursul procedurii, dispunând înscrierea acesteia în tabelul creditorilor constituit împotriva debitoarei RAAN cu această sumă. Respinge în rest cererile conexate. În temeiul art. 453 al. 2 C. pr. civ. Obligă pârâta plătească reclamantei 1 mie lei cheltuieli de judecată. Cu apel. Pronunţată în şedinţă publică. Document Hotărâre 163/20.06.2019.
La termenul din 06.11.2019 se respinge apelul ca nefondat. Decizie definitivă. Hotărâre 846/06.11.2019.
Transelectrica a formulat cerere de revizuire pentru contrarietate de hotărâri, înregistrată sub numărul de dosar 1711/54/2019 cu termen de judecată la data de 26.03.2020 la Curtea de Apel Craiova, care urmează să trimită dosarul la Înalta Curte de Casație și Justiție pentru competentă soluționare.
La data de 21.05.2020 a fost scoasă cauza de pe rol cu următoarea soluţie: s-a admis excepţia de necompetenţă materială a Curţii de Apel Craiova şi s-a dispus înaintarea cauzei la ICCJ Secţia Contencios Administrativ şi Fiscal. Hotărâre 140/21.05.2020.
La termenul de judecată din data de 03.02.2021, ÎCCJ a admis excepția tardivității cererii de revizuire și nu s-a mai pronunțat asupra inadmisibilității acesteia.
În dosarul de faliment al RAAN înregistrat sub nr. 9089/101/2013 , Tribunalul Mehedinți a amânat cauza la termenele din 08 .10.2020 și 04.02.2021. Soluția pe scurt: s-a acordat termen pentru continuarea procedurilor de lichidare, reprezentarea intereselor debitoarei în litigiile aflate pe rolul instanţelor de judecată, consolidarea masei credale, continuarea măsurilor în vederea recuperării creanţelor, continuarea licitaţiilor publice având ca obiect valorificarea bunurilor debitoarei.
Următorul termen a fost stabilit pentru data de 02.06.2022.
De asemenea, între RAAN și Transelectrica mai există și alte 4 dosare aflate în diferite stadii de judecată.
CURTEA DE CONTURI
Ca urmare a unui control desfăşurat în anul 2013, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia respectivului control. Decizia şi încheierea emise de către Curtea de Conturi au fost atacate la Curtea de Apel Bucureşti, fiind
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
74
format dosarul nr. 1658/2/2014 , care are drept obiect “anulare acte de control” Încheiere nr.7/20.02.2014 emisă de Curtea de Conturi.
La data de 13.06.2018 se admite în parte acțiunea reclamantei. Anulează în parte încheierea nr. 7/20.02.2014, decizia nr. 37/9.12.2013 și raportul de control nr. 35521/6.11.2012 emise de pârâtă în ceea ce priveşte măsurile dispuse prin decizia mai sus indicată la pct. I.1, I.3, I.6, I.8, I.11, II.14, II.15, II.17, II.18, II.20, II.21, II.22 și parțial măsura de la pct. II.13 în sensul înlăturării sintagmei „inclusiv pentru cele constatate în cazul facturilor emise de FLOREA ADMINSTRARE IMOBILIARĂ SRL”. Respinge în rest, acțiunea reclamantei ca neîntemeiată. Omologhează raportul de expertiză tehnică electroenergetică întocmit în cauză de expert Toaxen Vasile. Obligă pârâta plătească reclamantei suma de 121 mii lei cheltuieli de judecată (parțial onorării de expert și taxă judiciară de timbru). Document hotărâre 2771/13.06.2018.
În şedinţa publică din data de 21.10.2020, se resping recursurile declarate de reclamantă şi de pârâtă împotriva sentinţei nr. 2771 din 13 iunie 2018 a CAB - Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal, ca nefondate. Definitivă.
Ca urmare a unui control desfăşurat în anul 2017, Curtea de Conturi a dispus anumite măsuri de implementat de către Companie ca rezultat al unor deficienţe constatate cu ocazia acestui control. Compania a formulat un număr de 8 contestații împotriva măsurilor dispuse de către Curtea de Conturi a României (CCR) prin Decizia nr. 8/27.06.2017, solicitând anularea acestora, precum și a Încheierii nr. 77/03.08.2017, înregistrată la registratura Societății sub nr. 29117/08.08.2017, respectiv a Raportului de control nr.19211/26.05.2017. Contestațiile sunt pe rolul Curții de Apel București ( 2 dosare: dosar nr.6576/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctele 7.1, 7.2. si 8, precum și a măsurii dispuse la punctul II.10, termen 20.01.2021, soluţie: se r esping excepţiile inadmisibilităţii, invocate prin întâmpinare, se respinge cererea, ca neîntemeiată și dosar nr.6581/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 6 precum și a măsurii dispuse la punctul II.9, cu termen de judecată la 18.03.2022 ) şi pe rolul Înaltei Curți de Casație și Justiție ( dosarul nr.6578/2/2017 , privind anularea constatărilor de la punctul 9 precum și a măsurii dispuse la punctul II.11, termen de judecată la 08.06.2022 ).
Cinci dosare au fost soluționate definitiv, prin respingerea cererii în anulare de către Curtea de Apel București si respingerea recursurilor de către Înalta Curte de Casație și Justiție ( dosarul nr.6574/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 5.2 precum și a măsurii dispuse la punctul II.8, dosarul nr.6577/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 13 precum și a măsurii dispuse la punctul II.13, devenit dosar nr.1614/1/2020, dosarul nr.6580/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 10 precum și a măsurii dispuse la punctul II.12, dosarul nr.6582/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 11 precum și a măsurii dispuse la punctul I.5 şi dosarul nr.6583/2/2017 privind anularea constatărilor de la punctul 5.1 precum și a măsurii dispuse la punctul II.7şi II.8).
În perioada ianuarie-iulie 2020, Curtea de Conturi a României a efectuat o acțiune de control la toate Unitățile Teritoriale de Transport ale CNTEE Transelectrica, iar în perioada 25.05-27.08.2020, acțiunea de verificare a continuat la sediul executiv al companiei. Tema acțiunii de control a CCR a fost ,, controlul situației, evoluției și modului de administrare al patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizării veniturilor și a efectuării cheltuielilor pentru perioada 2017-2019’’ la CNTEE Transelectrica SA”.
Acțiunea de control cu tema enunțată mai sus, începută la data de 25.05.2020 la sediul executiv al Companiei, a fost suspendată de către CCR pe motivul începerii unui alt control cu tema ,controlul modului de gestionare a resurselor publice pe perioada stării de urgență”. Controlul a început la data de 02.06.2020 și a fost finalizat la data de 26.06.2020.
Prin Raportul de control încheiat de auditorii CCR pe tema ,, controlul modului de gestionare a resurselor publice pe perioada stării de urgență”, raport înregistrat în Companie cu nr. 24225/26.06.2020, nu au fost constatate deficiențe, drept urmare nu s-a emis Decizie prin care să se dispună măsuri.
După finalizarea controlului privind modul de administrare al patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizării veniturilor și a efectuării cheltuielilor pentru perioada 2017-2019, control finalizat la data de de 06.10.2020, a fost emis Raportul de Control cu nr.40507/06.10.2020 și în data de 09.11.2020, Curtea de Conturi a României, prin Departamentul IV, a emis Decizia nr. 15 care conținea 10 măsuri, cu termen de ducere la îndeplinire 31.05.2021, termen ce a fost prelungit de către CCR la solicitarea Companiei, până la data de 31.12.2021.
Compania a formulat obiecțiuni și a depus Contestația cu nr.50090/26.11.2020 înregistrată la Curtea de Conturi cu nr.139775/26.11.2020, solicitând anularea măsurilor. Urmare a examinării şi analizării de către auditorii CCR a Contestaţiei depuse de companie, prin Încheierea cu nr.2/10.03.2021, s-a admis anularea
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
75
doar a unei măsuri din cele 10 dispuse.
Transelectrica SA a atacat actele emise de Curtea de Conturi, fomându-se dosarul 2153/2/2021 , aflat pe rolul Curţii de Apel Bucureşti.
La termenul din data de 10.12.2021 se respinge cererea de chemare în judecată formulată de Companie, ca neîntemeiată. Respinge cererea de suspendare, ca neîntemeiată. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare şi cu drept de recurs în termen de 5 zile de la comunicare în ceea ce priveşte capătul de cerere privind suspendarea; cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti.
ANRE
CNTEE Transelectrica SA a formulat o plângere împotriva Ordinului preşedintelui ANRE nr. 51/ 26.06.2014 înregistrată la ANRE sub nr.47714/ 04.08.2014 şi o contestaţie la Curtea de Apel Bucureşti, care face obiectul dosarului nr. 4921/2/2014 , prin care solicită fie modificarea Ordinului mai sus indicat, fie emiterea unui nou ordin, în care se efectueze recalcularea valorii RRR la nivelul de 9,87% (recalculat cu un coeficient (β) de 1,0359, conform analizelor interne Transelectrica) sau, în măsura în care va fi respinsă această cerere, folosind acelaşi procent de 8,52% stabilit de ANRE pentru anul 2013 şi semestrul I 2014.
În data de 26.06.2014, a fost emis Ordinul ANRE nr. 51, publicat în Monitorul Oficial nr. 474/27.06.2014, privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem şi a tarifelor zonale aferente serviciului de transport, practicate de Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice “Transelectrica” SA şi de abrogare a anexei nr. 1 la Ordinul preşedintelui ANRE nr.96/2013 privind aprobarea tarifului mediu pentru serviciul de transport, a tarifului pentru serviciul de sistem, a tarifelor zonale aferente serviciului de transport şi a tarifelor pentru energia electrică reactivă, practicate de operatorii economici din cadrul sectorului energiei electrice. Valorile luate în calculul ratei reglementate a rentabilităţii (RRR ) de către ANRE conform Metodologiei de stabilire a tarifelor pentru serviciul de transport al energiei electrice aprobată prin Ordinul ANRE nr. 53/ 2013 (”Metodologie”), au determinat o valoare a RRR de 7,7%.
La termenul din data de 25.09.2018 soluţia pe scurt a fost se va reveni cu adresă către expert, în vederea efectuării şi depunerii la dosar a raportului de expertiză, cu menţiunea de a face dovada imposibilităţii depunerii raportului de expertiză până la termenul de judecată, sens în care va dispune amânarea cauzei.
La termenul de judecată din data de 22.01.2019 instanța încuviințează în principiu cererea de intervenție accesorie în interesul pârâtei (ANRE), formulată de intervenienta ALRO SA, cu cale de atac odată cu fondul. În data de 25.06.2019 pentru a da posibilitate părţilor ia cunoştinţă de conţinutul raportului de expertiză, se dispune amânarea cauzei şi acordarea unui nou termen de judecată în data 10.09.2019.
În data de 06.10.2020 a fost respinsă cererea cu următoarea soluție pe scurt: s-a respins excepţia inadmisibilităţii, ca neîntemeiată. S-a respins acţiunea, ca neîntemeiată. Cu recurs în termen de 15 zile de la comunicare. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor, prin mijlocirea grefei instanţei. Hotărâre 362/2020.
La termenul din 11.01.2021 se admite cererea de completare dispozitiv. Se dispune completarea dispozitivului sentinţei civile nr. 362/06.10.2020 cu soluţia dată asupra cererii de intervenţie accesorie, în sensul că: se admite cererea de intervenţie accesorie, formulată de intervenienta ALRO SA în sprijinul pârâtei ANRE. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare, cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti.
Litigiul nu a afectat relația cu ANRE și nici rezultatele financiare ale Companiei.
Transelectrica a declarat recurs ce va fi judecat în data de 11.05.2022.
OPCOM
La data de 24.11.2014, Operatorul Pieței de Energie Electrică și Gaze Naturale - OPCOM SA, a chemat în judecată Compania, în vederea obligării acesteia la plata sumei de 582 mii euro (2.585 mii lei), reprezentând suma achitată de aceasta cu titlu de amendă, din totalul amenzii de 1 mil euro, cererea facând obiectul dosarului nr. 40814/3/2014 .
Anterior, Adunarea Generală a Acționarilor a Filialei OPCOM SA a hotărât, în ședința din data 10.06.2014, plata integrală a amenzii în sumă de 1 mil euro aplicată de către Direcția Generală Concurență Comisia Europenă pentru încălcarea art.102 din Tratatul privind funcționarea Uniunii
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
76
Europene, conform Deciziei în cazul antitrust AT 39984.
De asemenea, OPCOM SA a mai solicitat instanței de judecată obligarea Companiei la plata sumei de 85 mii lei cu titlu de dobândă legală aferentă perioadei 11.06.2014 24.11.2014 la care se adaugă cheltuieli de judecată în sumă de 38 mii lei.
Acțiunea depusă de OPCOM SA, face obiectul dosarului nr. 40814/3/2014, aflat pe rolul Tribunalului București, Secția a VI–a Civilă, având ca obiect pretenții materiale, litigiu cu profesioniștii.
În sedința de judecată din data de 24.07.2015, instanța a admis cererea de chemare în judecată formulată de reclamanta Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM S.A. în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. și a obligat pârâta la plata către reclamantă a sumei de 582 mii euro, reprezentând suma achitată de reclamantă în locul pârâtei din valoarea amenzii de 1 mil de euro aplicată prin Decizia Comisiei Europene la data de 05.03.2014 în cazul AT.39984, şi a dobânzii legale aferente sumei de 582 mii euro, calculată de la data de 11.06.2014 şi până la data plăţii efective. De asemenea, instanța obligă pârâta la plata către reclamantă a sumei de 38 mii lei, cu titlu de cheltuieli de judecată, cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare. Împotriva sentinței nr. 4275/2015, pronunțată în dosarul sus-menționat, Transelectrica SA a formulat apel, care a fost înregistrat pe rolul Curții de Apel București.
Soluţia Curţii de Apel pe scurt: admite apelul, schimbă în tot sentinţa civilă apelată în sensul respinge ca neîntemeiată cererea de chemare în judecată. Obligă intimata-reclamantă la plata cheltuielilor de judecată către apelanta-pârată în sumă de 16 mii lei, reprezentând taxa judiciară de timbru. Recursul este în 30 de zile de la comunicare și a fost pronunțat în ședința publică din data de 10.10.2016. Document: Hotarâre 1517/2016 din 10.10.2016.
OPCOM S.A a declarat recurs, care a fost înregistrat la Înalta Curte de Casație și Justiție.
Termen de judecată la ICCJ: 13.03.2018. Soluția ICCJ pe scurt: Admite recursul declarat de recurentul- reclamant Operatorul Pieţei de Energie Electrică şi Gaze Naturale OPCOM S.A. împotriva deciziei nr. 1517/10.10.2016, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti Secţia a V-a Civilă. Casează decizia atacată şi trimite cauza, spre o nouă judecată, instanţei de apel. Definitivă.
La termenul de judecată din data de 01.10.2018, Curtea de Apel București a dispus respingerea apelului ca nefondat și obligarea apelantei pârate la plata către intimatul reclamant a sumei de 26 mii lei, cu titlu de cheltuieli de judecată. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare.
În data de 27.11.2018 CNTEE Transelectrica SA a declarat recurs, care se află în procedura de filtru la ICCJ.
Soluţia ICCJ din 30.06.2020 a fost următoarea: se va comunica părţilor raportul asupra admisibilităţii în principiu a recursului declarat de Transelectrica împotriva deciziei nr. 1813/2018 din 1 octombrie 2018, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti Secţia a V-a Civilă, cu menţiunea au dreptul de a depune un punct de vedere la raport în termen de 10 zile de la comunicare.
La termenul din data de 10.11.2020, soluţia ICCJ: a fost admis în principiu recursul declarat de Transelectrica împotriva deciziei nr. 1813/2018 din 1 octombrie 2018, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti.
La termenul din data de 16.03.2021 completul de judecată a respins, ca nefondat, recursul declarat de Transelectrica împotriva deciziei nr. 1813/2018 din 1 octombrie 2018, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti – Secţia a V-a Civilă. Definitivă.
Compania a achitat filialei OPCOM SA suma de 2.846 (582 mii euro) reprezentând suma achitată de reclamanta OPCOM SA în locul pârâtei (Compania) din valoarea totală a amenzii de 1 mil euro, aplicată prin Decizia Comisiei Europene, la data de 05.03.2014
Obiectul dosarului nr. 22567/3/2019 îl constituie obligarea pârâtei OPCOM SA la plata sumei de 4.517 mii lei aferentă facturii seria TEL 16 AAA nr.19533/29.07.2016, reprezentând contravaloare TVA, aferent aportului adus de către CNTEE Transelectrica SA la capitalul social al OPCOM SA, emisă în baza Contractului de împrumut nr. 7181RO/2003, angajament pentru finanţarea proiectului de investiţii “Electricity Market Project”, obligarea OPCOM SA la plata sumei de 1.294 mii lei aferentă facturilor TEL 19 T00 nr.17/28.01.2019 şi TEL 19 T00 nr.131/10.07.2019 reprezentând dobânda legală penalizatoare, calculată pentru neplata la termen a facturii seria TEL 16 AAA nr. 19533/29.07.2016.
Suspendă judecata cauzei până la solu ţ ionarea definitivă a dosarului 31001/3/2017, av â nd ca obiect ac ţ iune î n anulare hot ă r â re AGA Opcom ( î n care Transelectrica nu este parte și în care la data de
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
77
01.02.2021 s-a dispus respingerea apelurilor declarate, soluția fiind definitivă).
Solutia TMB : se a dmite excepţia prescripţiei. Se r espinge acţiunea ca fiind prescrisă. Cu drept de apel în termen de 30 zile de la comunicare, care se depune la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanţei în data de 03.12.2021.
CONAID COMPANY SRL
În anul 2013, Conaid Company SRL a dat în judecată CNTEE Transelectrica pentru refuzul nejustificat al acesteia de a semna un act adițional la contractul de racordare sau un nou contract de racordare și a solicitat despăgubiri pentru cheltuielile suportate până la acel moment în sumă de 17.420 mii lei și profiturile nerealizate pe perioada 2013-2033 în sumă de 722,76 mil EUR. Până în acest moment, Compania nu a încheiat un act adițional la contractul de racordare întrucât condițiile suspensive incluse în contract nu au fost îndeplinite de către Conaid Company SRL. Un contract nou de racordare ar fi trebuit încheiat până la data de 11 martie 2014, dată la care avizul tehnic de racordare a expirat. La data acestor situații financiare sumele pretinse de Conaid Company SRL au fost considerate drept datorii contingente întrucat este improbabil ca pentru decontarea acestei obligații vor fi necesare ieșiri de resurse încorporând beneficii economice, iar valoarea obligației nu poate fi evaluată suficient de credibil. Dosarul nr. 5302/2/2013 s-a aflat pe rolul Inalței Curții de Casație și Justiție Secția Contencios Administrativ și Fiscal, având ca obiect obligare emitere act administrativ, stadiul procesual recurs, termenul de judecată fiind 09.12.2015. La acest termen, Înalta Curte de Casație și Justiție a admis, în principiu, recursurile și a fixat termen de judecată, pe fond, a recursurilor la data de 08 aprilie 2016. Complet 4, cu citarea părţilor.
Judecarea cauzei a fost amânată pentru data de 17.06.2016, când instanța a rămas în pronunțare, amânând pronunțarea la data de 29.06.2016, când a pronunțat Decizia nr. 2148/2016, prin care a dispus urmatoarele: “Respinge excepţiile invocate de recurenta-reclamantă Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL şi de recurenta-pârâtă Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A. Admite recursul declarat de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. împotriva încheierii de şedinţă din 18 februarie 2014 şi a sentinţei civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunţate de Curtea de Apel Bucureşti Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Casează încheierea atacată şi sentinţa în parte şi trimite cauza la Tribunalul Bucureşti Secţia a VI-a civilă spre soluţionare a acţiunii reclamantei în contradictoriu cu Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice Transelectrica S.A. Menţine celelalte dispoziţii ale sentinţei în ceea ce priveşte acţiunea reclamantei împotriva Autorităţii Naţionale de Reglementare în Domeniul Energiei. Respinge recursurile declarate de reclamanta Conaid Company S.R.L., prin administrator judiciar RVA Insolvency Specialists SPRL şi de intervenienta Duro Felguera S.A. împotriva sentinţei civile nr. 1866 din 11 iunie 2014, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Respinge recursul declarat de pârâta Compania Naţională de Transport al Energiei Electrice Transelectrica S.A. împotriva încheierii de şedinţă din 25 martie 2014, pronunţate de Curtea de Apel Bucureşti Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Definitivă. Pronunţată în şedinţă publică, în data de 29 iunie 2016.
Pe rolul Tribunalului București Secția a VI-a Civilă, cauza a fost înregistrată sub nr. 12107/3/2017. Prin sentința civilă nr. 4364/23.11.2017, Tribunalul admite excepţia de inadmisbilitate și respinge ca inadmisibilă cererea. De asemenea, respinge cererea de intervenţie în interesul reclamantei. Cu apel în termen de 30 de zile de la comunicare. Apelul a fost depus la Tribunalul Bucureşti Secţia a VI a Civilă și la dispoziţia părţilor prin intermediul grefei, în data de 23.11.2017.
La data de 02.11.2018, pe rolul Tribunalului București Secția a VI-a civilă a fost înregistrată o nouă cerere de chemare în judecată formulată de Conaid Company SRL, în dosarul nr. 36755/3/2018 , prin care reclamanta a solicitat instanţei dispună obligarea Transelectrica SA la „repararea prejudiciului cauzat reclamantei, ca urmare a neexecutării culpabile a obligațiilor de către pârâtă, în cuantum de 17.216 mii lei, constând în paguba efectiv suferită și beneficiul nerealizat, estimat provizoriu la 100 mii euro. Având în vedere refuzul nejustificat al Transelectrica SA de a încheia și semna un act adițional la Contractul nr.C154/27.04.2012, și în situația în care instanța va considera că, din punct de vedere formal, nu poate fi considerată îndeplinită de către reclamantă obligația vizând condițiile suspensive, aceasta neexecutare se datorează culpei exclusive a Transelectrica SA, pârâta împiedicând îndeplinirea condițiilor”.
La termenul din 15.10.2019 respinge ca neîntemeiate excepţiile lipsei calităţii procesuale active şi a lipsei de interes. Uneşte cu fondul excepţia prescripţiei. Cu apel odată cu fondul. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mjlocirea grefei instanţei.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
78
Acordă termen pentru continuarea cercetării procesului la 26.11.2019, cu citarea părţilor. Cu apel odată cu fondul. Pronunţată prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mjlocirea grefei instanţei.
Noul termen de judecată a fost stabilit pentru data de 12.04.2022 pentru a se emite adresa către expert .
FF WIND ENERGY INTERNAȚIONAL SRL
Dosarul nr. 47332/3/2017 aflat pe rolul Tribunalului București - Secția a VI-a Civilă, prin care Societatea FF Wind Energy Internațional SRL solicită în contradictoriu cu CNTEE Transelectrica SA anularea declarației unilaterale de reziliere a contractului de racordare la RET nr. 85/14.03.2011 emisă la data de 02.03.2016 sub numărul 8295, și obligarea Companiei la plata sumei de 32.777 mii lei, prejudiciu ca urmare a rezilierii contractului și la plata sumei de 45 mil euro, reprezentând cuantumul devalorizării Societatii FF Wind Energy Internațional SRL prin împiedicarea realizării scopului acesteia.
La termenul de judecată din 28.12.2018 instanța respinge cererea de chemare în judecată, astfel cum a fost precizată, ca neîntemeiată. Ia act pârâta nu a solicitat cheltuieli de judecată, cu drept de apel în 30 de zile de la comunicare. Conform art. 425 alin. 3 şi art. 471 alin. 1 din Codul de procedură civilă, apelul şi motivele de apel se depun la Tribunalul Bucureşti, Secţia a VI-a Civilă. Document: Hotarâre 3891/ 28.12.2018.
Societatea FF Wind Energy Internațional SRL a declarat apel, care s-a judecat la data de 18.06.2019, iar pronunțarea a fost amânată pentru data de 23.07.2019, când soluția pe scurt a fost următoarea: „Respinge apelul, ca nefondat. Cu drept de recurs în 30 de zile de la comunicare. Cererea de recurs se depune la Curtea de Apel Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă, sub sancţiunea nulităţii. Pronunţată în şedinţă publică. Document: Hotarâre 1191/23.07.2019”.
FF Wind a declarat recurs, care se află în procedura de filtru la Înalta Curte de Casație si Justiție.
La termenul de judecată din data de 12.05.2020 se comunică părţilor raportul asupra admisibilităţii în principiu a recursului declarat de reclamanta FF Wind Energy International S.R.L. prin administrator judiciar Aktiv Lex Insolvenţă S.P.R.L. împotriva deciziei civile nr. 1191 din 23 iulie 2019, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă, cu menţiunea au dreptul de a depune un punct de vedere la raport în termen de 10 zile de la comunicare.
La termenul de judecată din data de 13.10.2020, soluție: filtru s-a admis în principiu cererea de recurs cu urmatoărele detalii: s-a respins excepţia nulităţii recursului, invocată de intimata-pârâtă Transelectrica S.A. prin întâmpinare. S-a admis în principiu recursul declarat de reclamanta FF Wind Energy Internațional S.R.L., prin administrator judiciar Aktiv Lex Insolvenţă S.P.R.L., împotriva deciziei civile nr. 1191 din 23 iulie 2019, pronunţată de Curtea de Apel Bucureşti.
La termenul de judecată din data de 14.09.2021 recursul declarat de FF Wind Energy Internațional SRL a fost respins ca nefondat. Definitivă
ROMENERGY INDUSTRY
Dosarul nr. 2088/107/2016 pe rolul Tribunalului Alba, are ca obiect “Faliment - Cerere de înscriere la masa credală”. Transelectrica a depus cerere înscriere la masa credală cu suma de 16.112 mii lei, iar creanța a fost admisă și înscrisă în Tabelul preliminar.
Soluția pe scurt: Stabilesc termen la 14.10.2019, pentru continuarea procedurii falimentului, prin valorificarea bunurilor şi recuperarea creanţelor. Lichidatorul judiciar va întocmi şi depune la dosar: - în fiecare dată de 15 a lunii, pentru luna anterioară, rapoartele lunare de activitate prevăzute de alin. 1 din art. 59 Legea 85/2014; - pentru termenul de verificare, cu 5 zile înaintea termenului, raportul de sinteză la 120 de zile, prevăzut de partea finală a alin. 3 din art. 59 Legea 85/2014.
La termenul din 27.01.2020 se fixează termen de verificare la data de 11.05.2020, pentru continuarea procedurii falimentului, prin valorificarea bunurilor şi recuperarea creanţelor. Lichidatorul judiciar va întocmi şi depune la dosar: - în fiecare dată de 15 a lunii, pentru luna anterioară, rapoartele lunare de activitate prevăzute de alin. 1 din art. 59 Legea 85/2014; - pentru termenul de verificare, cu 5 zile înaintea termenului, raportul de sinteză la 120 de zile, prevăzut de partea finală a alin. 3 din art. 59 Legea 85/2014.
La termenul din data de 22.06.2020 a fost amânată cauza. Soluţia pe scurt: s-a aprobat raportul asupra fondurilor obţinute din lichidarea averii debitoarei şi planul de distribuire din 03.06.2020.
La termenul din data de 18.01.2021 a fost amânată cauza. Soluţia pe scurt: a fost aprobat Raportul nr. 1334 asupra fondurilor obţinute din lichidarea averii debitoarei şi Planul nr. 1335 de distribuire a fondurilor.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
79
A fost fixat termen la 16.05.2022 , pentru continuarea procedurii falimentului, prin valorificarea bunurilor şi recuperarea creanţelor.
MUNICIPIUL REȘIȚA
Dosarul nr. 2494/115/2018* , înregistrat pe rolul Tribunalului Caraş Severin, are ca obiect cererea de chemare în judecată, prin care reclamantul Municipiul Reşiţa solicită obligarea pârâtei Transelectrica SA la plata următoarelor sume:
- 2.130 mii lei, reprezentând chiria pentru suprafaţa de teren ocupată temporar din fondul forestier aferentă anului 2015;
- 2.130 mii lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2016;
- 2.130 mii lei, reprezentând chirie teren aferentă anului 2018;
- dobândă legală penalizatoare de la scadenţă şi până la plata efectivă.
Soluţia pe scurt: Admite excepţia de necompetenţă teritorială a Tribunalului Caraş-Severin. Declină competenţa de soluţionare a cererii formulate de reclamantul Municipiul Reşiţa - prin primar, în contradictoriu cu pârâta Compania Naţională de Transport a Energiei Electrice "Transelectrica" SA, în favoarea Tribunalului Bucureşti. Fără cale de atac, conform art.132 alin.3 Cod procedură civilă. Pronunţată în ţedinţă publică. Hotarâre 313/11.03.2019.
La termenul din data de 25.10.2019 se admite excepţia necompetenţei teritoriale a Tribunalului Bucureşti. Declină competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Caraş-Severin. Constată ivit conflictul negativ de competenţă între Tribunalul Bucureşti şi Tribunalul Caraş-Severin. Suspendă cauza şi înaintează dosarul Inaltei Curţi de Casaţie şi Justiţie, în vederea soluţionării conflictului negativ de competenţă. Fără nicio cale de atac.
Pronunţarea se va face prin punerea soluţiei la dispoziţia părţilor prin mijlocirea grefei instanței. Hotărâre 2376/25.10.2019.
Înalta Curte de Casaţie şi Justiţie la termenul din data de 16.07.2020 prin decizia nr.1578 a stabilit competenţa de soluţionare a cauzei în favoarea Tribunalului Caraş Severin – Secţia I civilă. Definitivă.
Dosar 2494/115/2018** . Termen: 22.03.2021 la Tribunalul Caraş Severin. Solutia: Suspendă judecarea cererii de chemare în judecată formulată de reclamantul Municipiul Reşiţa, prin Primar, în contradictoriu cu pârâta Transelectrica SA, având ca obiect pretenţii, în temeiul art. 413 alin.(1) pct.1 C.pr.civ. Cu recurs cât timp durează suspendarea cursului judecării procesului, la instanţa ierarhic superioară. Document: Încheiere – Suspendare.
ANAF
La sediul Transelectrica SA a fost desfaṣurată inspecţia fiscală generală, care a vizat perioada decembrie 2005 decembrie 2010. Inspecţia fiscală generală a început la data de 14.12.2011 şi s-a încheiat la 26.06.2017, data discuţiei finale cu Transelectrica SA.
ANAF DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, respectiv impozit pe profit și TVA, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întârziere și penalități de întarziere) aferente cu privire la serviciile de sistem tehnologice de sistem (STS) facturate de furnizorii de energie, considerate nedeductibile în urma inspecției fiscale.
Potrivit Deciziei de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017 în sumă totală de 99.013 mii lei, ANAF DGAMC a stabilit obligații fiscale suplimentare de plată de către Companie, în sumă de 35.105 mii lei, precum și obligații fiscale accesorii (dobânzi/majorări de întarziere și penalități de întârziere), în sumă de 63.908 mii lei.
În principal, Raportul de inspecție fiscală al ANAF consemnează următoarele obligații de plată suplimentare: impozit pe profit în sumă de 13.729 mii lei, precum și accesorii, datorate pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă (acestea au fost distruse în incendiul izbucnit în noaptea de 26-27 iunie 2009, la punctul de lucru din clădirea Millenium Business Center din str. Armand Călinescu nr. 2-4, sector 2, unde Compania își desfășura activitatea), documente cu regim special.
Aceste facturi au făcut obiectul unui litigiu cu ANAF care a emis un raport de inspecție fiscală în data de 20 septembrie 2011 prin care a fost estimată TVA colectată pentru un număr de facturi neutilizate identificate ca fiind lipsă.
Compania a contestat în termenul legal, conform OG nr.92/2003 privind Codul de procedură fiscală, Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
80
ANAF a emis titlul executoriu nr. 13540/22.08.2017 în baza căruia au fost executate obligațiile suplimentare de plată stabilite prin Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.
Compania a solicitat anularea titlului executoriu nr. 13540/22.08.2017 la Curtea de Apel dosar nr. 7141/2/2017. Soluția pe scurt: Admite excepţia necompetenţei materiale a Curţii de Apel Bucureşti SCAF. Declină în favoarea Judecătoriei Sector 1 Bucureşti competenţa materială de soluţionare a cauzei. Fără cale de atac. Pronunţată în şedinţă publică din 08.02.2018. Document: Hotarâre 478/2018 din 08.02.2018.
În urma declinării competenței, pe rolul Judecătoriei Sector 1 a fost înregistrat dosarul nr. 8993/299/2018, prin care Compania a contestat executarea silită pornită în temeiul titlului executoriu nr. 13540/22.08.2017, care are la bază Decizia de impunere nr. F-MC 439/30.06.2017.
Ulterior contestării de către Companie a actului administrativ fiscal Decizia nr.F-MC 439/30.06.2017, ANAF a comunicat Companiei Decizia nr. 122/13.03.2018 prin care respinge ca nemotivată contestația formulată de CNTEE Transelectrica SA, decizia fiind primită la data de 16.03.2018, ulterior depunerii cererii de chemare în judecată care face obiectul dosarului nr.1802/2/2018.
Soluția pe scurt: Admite cererea de suspendare a judecăţii formulată de contestatoare. În baza art. 413 alin. (1) pct. 1 cod proc. civilă suspendă judecata până la soluţionarea definitivă a dosarului nr. 1802/2/2018, aflat pe rolul Curţii de Apel Bucureşti, Secţia a VIII-a contencios administrativ şi fiscal. Cu recurs pe toată durata suspendării, cererea de recurs urmând a se depune la judecătoria sectorului 1 Bucureşti. Document: Încheiere - Suspendare 17.04.2018.
Pe rolul Curții de Apel se află dosarul nr. 1802/2/2018 prin care Compania a contestat actul administrativ fiscal Decizia nr.F-MC 439/30.06.2017.
La termenul de judecată din 06.11.2018 a fost admisă administrarea probei cu expertiza în specializarea contabilitate - fiscalitate.
La termenul de judecată al CAB din data de 21.07.2020 se amână pronunţarea. În data de 30.07.2020 cauza a fost repusă pe rol, pentru lămuriri suplimentare.
La termenul din data de 20.10.2020 s-a admis în parte cererea cu următoarea soluție pe scurt: s-au admis în parte cererile litispendate.
S-a anulat în parte Decizia nr.122/13.03.2018, privind soluționarea contestației formulată împotriva Deciziei de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă de Agenția Națională de Administrare Fiscală Direcția Generală de Soluționare a Contestațiilor, Decizia de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă la data de 12.07.2017, de Agenția Națională de Administrare Fiscală Direcția Generală de Administrare a Marilor Contribuabili, Decizia de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă de ANAF DGAMC și Raportul de Inspecție fiscală nr.F-MC 222 încheiat la data de 30.06.2017, care a stat la baza emiterii deciziei de impunere, în sensul că:
înlătură obligaţia de plată a impozitului pe profit în sumă de 18.522 mii lei, TVA în sumă de 5.695 mii lei şi accesoriile fiscale aferente acestor debite fiscale principale, în cuantum de 48.437 mii lei, obligaţii fiscale stabilite pentru cele 349 facturi fiscale cu regim special constatate lipsă din gestiunea reclamantei.
înlătură caracterul nedeductibil la calculul profitului impozabil a sumei de 27.002 mii lei, reprezentând serviciile tehnologice de sistem facturate de furnizorii de energie, considerate nedeductibile în urma inspecţiei fiscale şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
înlătură caracterul nedeductibil la calculul profitului impozabil a sumei de 344 mii lei. reprezentând “servicii de înlăturare a buruienilor” şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
înlătură caracterul nedeductibil la calculul profitului impozabil a sumei de 230.685 mii lei, reprezentând cheltuielile cu produse de natură promoţională li de protocol şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
înlătură caracterul nedeductibil a TVA în cuantum de 46 mii lei, aferentă sumei de 344 mii lei, reprezentând “servicii de înlăturare a buruienilor” şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
81
înlătură caracterul nedeductibil a TVA în cuantum de 38 mii aferentă sumei de 231 mii lei, reprezentând cheltuieli cu produse de natură promoțională și de protocol şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
înlătură menţiunea referitoare la obligaţia Sucursalei de Transport Sibiu din cadrul CNTEE Transelectrica S.A de a înregistra suma de 577 mii lei ca și venit impozabil, cel târziu la data de 30.06.2010, dată la care a fost acceptată înscrierea unității verificate la masa credală cu această sumă, menţiunea referitoare la caracterul de venit impozabil la calculul profitului a sumei de 577 mii lei în conformitate cu prevederile art. 19 alin. 1 din Legea nr. 571/2003 privind Codul Fiscal cu modificările și completarile ulterioare, coroborat cu pct. 23 lit. d din HG 44/2004 cuprinzand Normele metodologice de aplicare a Legii nr. 571/2003, capitolul referitor la impozitul pe profit, respectiv capitolul VII funcțiunea conturilor din Ordinul nr. 3055 din 29 Octombrie 2009 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu directivele europene şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
înlătură din Procesul-Verbal constatarea făcută cu privire la “determinarea taxei pe valoare adaugată deductibilă mai mică decât cea înregistrată de reclamantă , rezultând astfel o diferență în sumă de 13 mii lei”(anexa nr.15) şi obligaţia de plată a creanţelor fiscale principale şi accesorii în legătură cu această sumă.
înlătură obligaţia de plată a penalităţilor de întârziere care au regim juridic sancţionator, calculate pentru o perioadă mai mare de 6 luni de la data începerii inspecției fiscale, cu privire la obligaţiile fiscale principale care au fost menţinute de către instanţa de judecată prin prezenta hotărâre, astfel cum au fost stabilite prin Decizia de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă la data de 12.07.2017, de ANAF– DGAMC, Decizia de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă de ANAF DGAMC şi prin Decizia nr.122/13.03.2018, privind soluționarea contestaţiei formulată împotriva Deciziei de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă de ANAF– Direcția Generală de Soluționare a Contestațiilor.
Menţine celelalte dispoziţii din cuprinsul Deciziei nr.122/13.03.2018, privind soluționarea contestaţiei formulată împotriva Deciziei de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă de ANAF– Direcția Generală de Soluționare a Contestațiilor, Decizia de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă la data de 12.07.2017, de ANAF DGAMC, Decizia de impunere nr.F-MC 439/30.06.2017, emisă de ANAF– DGAMC. Respinge, în rest, cererile litispendate ca neîntemeiate.
Respinge ca neîntemeiată cererea de acordare a cheltuielilor de judecată constând în taxa judiciară de timbru. Obligă pârâţii, în solidar, la plata către reclamantă a cheltuielilor de judecată în sumă de 4 mii lei, reprezentând onorariu pentru efectuarea expertizei în specialitatea contabilitate-fiscalitate, proporţional cu admiterea cererii. Cu drept de recurs în termen de 15 zile de la comunicare, cererea de recurs urmând a fi depusă la Curtea de Apel Bucureşti. Hotărâre 382/20.10.2020.
Compania este implicată în litigii în contradictoriu cu Filialele SMART și Teletrans după cum urmează :
I. litigii în contradictoriu cu Filiala SMART SA
Dosar nr. 48509/3/2017 înregistrat la Tribunalul București – Secția a VI-a Civilă
Obiectul dosarului: CNTEE Transelectrica SA solicită prin acțiune obligarea SMART SA la:
restituirea către Transelectrica a sumei de 7.652 mii lei, la care se adaugă TVA, cu titlu de prejudiciu suportat de Companie ca urmare a îmbogățirii fără justă cauză a pârâtei, în principal, și ca plată nedatorată, în secundar;
obligarea pârâtei la plata beneficiilor nerealizate aferente sumei platite cu titlu de îmbogățire fără justă cauză, în principal, și ca plată nedatorată, în secundar, calculate de la data efectuării de către subscrisa a plăților nedatorate catre pârâtă și până la data sesizării instanței de judecată în cuantum de 2.773 mii lei, precum și obligarea pârâtei la plata, în continuare, a beneficiilor nerealizate, până la data restituirii efective de către pârâtă a sumei reprezentând debit principal.
Stadiu dosar : Solutia pe scurt: În baza art.413 alin.1 pct.1 Cod procedura civila a dispus suspendarea cauzei până la soluţionarea definitivă a dosarului nr . 6577/2/2017 aflat pe rolul CAB Secţia a II-a Contencios Administrativ si Fiscal (nr. nou la ICCJ 1614/1/2020). Termen recurs dosar nr. 1614/1/2020: 27.01.2022 , s -a formulat cerere de repunere pe rol care are termen de judecata la data de 29.03.2022.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
82
Observații cu privire la circumsțantele inițierii acțiunii :
În perioada 16.01.2017 - 26.05.2017, Compania a fost supusă unui control al Curții de Conturi a României, efectuat de o echipă de auditori publici externi din cadrul Departamentului IV a Curții de Conturi. In urma efectuării acestui control, a fost încheiat Raportul de control înregistrat la Companie sub nr.19211 din data de 26.05.2017, care a fost contestat de către Companie, ulterior fiind emisă de către CCR Decizia nr. 8/27.06.2017
La pag. 116-117 din Raportul de control, pct. 9, Echipa de control a Curţii de Conturi reţine faptul că, în anul 2014, în baza contractului C57/31.01.2012, Sucursalele de Transport: București, Pitești, Sibiu și Constanța ale CNTEE Transelectrica SA, în baza comenzilor privind lucrări de înlocuire de întreruptoare de 220kv, 110kv și 245 kv, au acceptat la plată facturi (având anexate situații de plată certificate de Sucursalele de Transport și Sucursalele Smart) și situații de lucrări întocmite de Sucursalele Smart, în care, la categoria materiale, au fost incluse întreruptoare achiziționate la prețuri suprevaluate, la care s- au adăugat, cheltuieli indirecte de 30% și profit de 5%, fapt ce a condus la utilizarea ineficientă a fondurilor bănești în sumă estimată de 7.652 mii lei.
Dosar nr. 40958/3/2016 – Tribunalul Bucuresti
Obiectul dosarului:
Transelectrica, în calitate de reclamantă solicită obligarea SMART SA la plata sumei în valoare de 2.797 mii lei, incluzând TVA + 1.212 mii lei, reprezentând accesorii.
Stadiu dosar:
Solutia TMB: A fost admisă excepţia prescripţiei dreptului la acţiune, invocată de pârâtă. S -a r espins acţiunea ca fiind prescrisă. A fost respinsă cererea reclamantei de obligare a pârâtei la plata cheltuielilor de judecată, ca neîntemeiată. Cu apel în termen de 30 zile de la comunicare. Document: Hotarâre 2667/2021 29.10.2021.
Dosar nr. 24360/3/2020 – Tribunalul Bucuresti
Obiectul dosarului:
SMART SA a solicitat obligarea Transelectrica la plata sumei de 14,75 mii euro + TVA, cval. 38 fundatii de beton, 98,28 mii euro + TVA, cval. lucrari suplimentare executie canale, 112 mii lei + TVA, cval. rastele tip Mecano, dobanzi legale.
Stadiu dosar:
Solutia TMB: a fost admis ă excepţia prescripţiei extinctive. S-a calificat excepţia inadmisibilităţii ca fiind apărare de fond. A fost respinsă acţiunea ca fiind prescrisă, dreptul material la acţiune. Cu drept de a formula apel, în termen de 30 zile de la comunicare pentru părţi. Apelul urmează a fi depus la sediul Tribunalului Bucureşti, secţia a VI-a Civilă. Pronunţat în data de 10 mai 2021 în şedinţă publică. Document: Hotarâre 1263/2021; SMART a declarat apel.
Solutia CAB pe scurt: A fost admis apelul. S-a anulat sentinţa apelată şi, evocând fondul, a fost admisă excepţia prescripţiei extinctive a dreptului material la acţiune. A fost respinsă acţiunea ca fiind prescrisă. S -a r espins cererea apelantei de obligare a intimatei la plata cheltuielilor de judecată. Cu recurs în termen de 30 de zile de la comunicare. Recursul se depune la CAB- Secţia a VI-a Civilă. Pronuntată în sedintă publică în data de 11.02.2022. Document: Hotarâre 247/2022;
II . litigii in contradictoriu cu Filiala TELETRANS SA
Dosar nr. 20223/3/2017 înregistrat la Tribunalul București – Secția a VI-a Civilă
Obiectul dosarului:
Teletrans SA solicită obligarea Transelectrica la plata sumei de 4.635 mii lei, contravaloare garanție bună execuție constituită conform contractului C243/2010, la care se adaugă suma de 293 mii lei, dobânda legală calculată de la data scadenței până la data depunerii acțiunii 31.05.2017.
Stadiul dosarului:
Soluția Tribunalului București pe scurt: Respinge cererea, astfel cum a fost precizată, ca neîntemeiată. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică, în 18.05.2018. Document: Hotarâre 1505/2018 18.05.2018.
Soluția Curții de Apel București pe scurt: Admite apelul. Schimbă sentinţa atacată în sensul că: Admite în
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
83
parte cererea de chemare în judecată. Obligă pârâta plătească reclamantei suma de 4.632 mii lei. Respinge capătul de cerere privind obligarea pârâtei la plata dobânzii legale ca nefondat. Obligă pârâtă plătească reclamantei suma de 50 mii lei cheltuieli de judecată în fond. Obligă intimata pârâtă plătească apelantei reclamante suma de 25 mi lei cheltuieli de judecată în apel. Cu drept de recurs în 30 de zile de la comunicare. Cererea de recurs se depune la Curtea de Apel Bucureşti Secţia a VI a Civilă, sub sancţiunea nulităţii. Pronunţată în şedinţă publică în 17.12.2019.Document: Hotarâre 2119/2019 17.12.2019
Transelectrica a declarat recurs care a fost respins ca nefondat. De asemenea, recursul Teletrans a fost respins ca nefondat. Definitivă.
Observatii privind cauzele care au condus la litigiu:
În opinia Transelectrica, restituirea GBE se poate face doar dacă sunt îndeplinite, în mod cumulativ, următoarele condiții: prestatorul a îndeplinit obligațiile contractuale si achizitorul nu a emis pretenții asupra GBE, în limita prejudicului creat.
La data expirării Contractului C243/2010 (30.06.2014), serviciile ce au făcut obiectul contractului au fost îndeplinite în bune condiții, cu excepția a trei proiecte de investiții care mai erau in curs de implementare și care nu sunt finalizate nici în prezent.
Aspectele referitoare la neîndeplinirea obligațiilor contractuale de către Teletrans, au fost constatate și de către Curtea de Conturi a României prin Raportul de control nr. 19211/26.05.2017 (punctul 3.3.1, paginile 51-60, punctul 3.3.2, paginile 60-66 si punctul 3.4, paginile 66-72) si prin Decizia nr. 8/27.06.2017, punctele 7 și 8, menținută prin Incheierea nr. 77/03.08.2017.
Transelectrica a contestat actele de control emise de Curtea de Conturi. Contestatia face obiectul dosarului nr. 6576/2/2017 aflat pe rolul Curtii de Apel Bucuresti.
Dosar nr. 16216/3/2017 înregistrat la Tribunalul București – Secția a VI-a Civilă
Dosarul a primit un numar nou 153/2/2021 la CAB – Sectia de Contencios Adm. si Fiscal
Obiectul dosarului:
Prin cererea de chemare în judecată, Teletrans S.A. solicită instanței
constate îndeplinite în totalitate serviciile ce fac obiectul contractului 03/2007, astfel cum a fost adiționat;
În subsidiar, constate serviciile ce fac obiectul contractului 03/2007, astfel cum acesta a fost adiționat, au fost prestate și acceptate parțial;
oblige Transelectrica la plata sumei de 4.649 lei, la care se adaugă TVA în valoare de 883 mii lei, reprezentând contravaloarea facturilor nr. 115/2017, nr. 123/2017 până la nr. 143/2017;
oblige Transelectrica la plata sumei de 214 mii euro la care se adaugă TVA, la cursul valutar de la data emiterii facturilor, reprezentând contravaloarea serviciilor prestate și acceptate parțial pentru perioada contractuală mai 2014 noiembrie 2016, ”în subsidiar dacă se va admite capătul II de cerere și nu capătul I de cerere”;
Stadiu dosar :
Soluția pe scurt: Admite excepţia prescripţiei dreptului material la acţiune referitoare la facturile fiscale aferente lunilor februarie martie 2014. Respinge cererea aferentă facturilor nr. 115/01.032015 şi nr. 123/01.03.2017 ca fiind prescrisă. Respinge în rest acţiunea ca neîntemeiată. Cu apel în 30 zile de la comunicare. Apelul se depune la Tribunalul Bucureşti - Secţia a VI-a Civilă. Pronunţată în şedinţă publică azi, 22.04.2019. Document: Hotarâre 1064/2019 22.04.2019.
Dosarul a primit un numar nou 153/2/2021 la CAB Sectia de Contencios Adm. si Fiscal, în care s-a ivit conflict negativ de competență, iar cauza a fost înaintată la ICCJ pentru stabilirea secției competente. ICCJ a stabilit ca sectia competenta este Sectia a VI-a a CAB.
Termen de judecata : 18.08.2021. Solutia pe scurt: A fost admisă excepţia inadmisibilităţii apelului. S -a r espins apelul ca inadmisibil. De la data comunicării prezentei decizii, raportat la dispoziţiile art.457 alin.3 Cod procedură civilă, începe curgă termenul pentru exercitarea căii de atac a recursului. Definitivă. Document: Hotarâre nr. 1214/06.09.2021.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
84
Teletrans a declarat recurs care se afla in procedura de filtru la ICCJ.
Observații cu privire la circumstanțele declanșării litigiului:
In urma controlului efectuat in perioada ianuarie–martie 2017 la Teletrans, Curtea de Conturi a constatat ca Teletrans nu a recuperat si incasat de la Transelectrica suma de bani solicitata prin actiunea descrisa mai sus.
Contactul C03/2007 condiționează emiterea și acceptarea la plată a facturilor de confirmarea de către reprezentanții Companiei noastre, la nivel de sucursale si executiv, a serviciilor menționate în fiecare proces verbal emis de reclamantă.
Ca urmare a îndeplinirii necorespunzătoare de către Teletrans SA a serviciilor contractate în baza C03/2007, Procesele verbale locale de recepție a serviciilor nu au fost vizate de către majoritatea Sucursalelor de Transport, motiv pentru care Direcțiile derulatoare ale contractului C03/2007 nu au aprobat nici Procesele verbale de recepție centralizatoare lunare.
ALTELE
Compania este implicată în litigii semnificative, în special pentru recuperarea creanțelor (de ex.: Eco Energy SRL , Petprod SRL, Total Electric Oltenia SA, Arcelormittal Galați SA, Regia Autonomă de Activități Nucleare, Romenergy Industry SRL, Energy Holding SRL, UGM Energy Trading SRL, CET Iași, CET Bacău, CET Brăila, CET Govora, CET Brașov, Elsaco Energy SRL, Elsaco Esco, Arelco Power SRL, Arelco Energy SRL, Inversolar Energy SA, Opcom, Menarom PEC SA Galați și alții).
Compania a înregistrat ajustări pentru pierderi de valoare pentru clienții și alte creanțe în litigiu și pentru clienții în faliment.
Totodată, Compania este implicată și în litigii cu foști membri ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere, cu privire la contractele de mandat încheiate între Companie și aceștia. Pentru aceste litigii compania are constituit provizion.
Controale filiale
Control Filiale
TELETRANS SA
Control Curtea de Conturi a României
În perioada 13.01.2020 - 22.05.2020, Curtea de Conturi a României a efectuat o acțiune de control la Filiala Teletrans cu tema “control privind situația, evoluția și modul de administrare a patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizarii veniturilor și a efectuarii cheltuielilor” , pentru perioada 2017 – 2019.
Controlul s-a finalizat la filială, iar auditorii CCR au emis Raportul cu nr. 3930/22.05.2020 și Decizia Curții de Conturi cu nr. 7/2020.
În anul 2021, CCR a verificat modul de ducere la îndeplinire a măsurilor dispuse prin Decizia 7/2020.
SMART SA
Control Curtea de Conturi a României
În perioada 13.01-22.05.2020, auditorii externi de la Curtea de Conturi a României au efectuat un control la filiala SMART cu tema “control privind situația, evoluția și modul de administrare a patrimoniului public și privat al statului, precum și legalitatea realizarii veniturilor și a efectuarii cheltuielilor, pentru perioada 2018 – 2019’’.
Controlul CCR a fost finalizat și a fost emis Raportul CCR cu nr. 215/09.06.2020 și Decizia Curții de Conturi nr. 8/2020.
Ulterior în urma derulării misiunii de verificare a modului de ducere la îndeplinire a măsurilor dispuse prin Decizia 8/2020 a fost emis în anul 2021 Raportul de follow-up.
Control ANAF-DGAMC
În data de 28.08.2020, a început inspecția fiscală, având ca obiective - verificarea legalității și conformității declarațiilor fiscale și/sau operațiunilor relevante pentru inspecția fiscală, a corectitudinii și exactității îndeplinirii obligațiilor în legătură cu stabilirea bazelor de impozitare și a obligațiilor fiscale principale
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
85
privind:
-Taxa de valoarea adăugată în perioada 01/01/2015-31/12-2016
- Impozitul pe profit în perioada 01/01/2014-31/12/2016
-Verificarea respectării prevederilor legislației fiscale și contabile
-Verificarea altor aspecte relevante pentru impozitare, dacă prezintă interes pentru aplicarea legislației fiscale contabile.
Controlul ANAF a fost finalizat prin emiterea Raportului şi a Dispoziţiei privind măsurile stabilite de organele de inspecţie fiscală în data de 22.11.2021.
Control Curtea de Conturi a României – Follow up
În perioada 02.02-07.02.2022, Curtea de Conturi a României a efectuat un control la filiala SMART pentru verificarea modului de ducere la îndeplinire a măsurilor dispuse prin Decizia 6/2017.
Garantii
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, garanțiile Grupului se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Garantii acordate, din care:
346.250
317.705
- scrisori de garantie acordate – productie
86.625
59.426
- scrisori de garantie acordate – investitii
84.625
83.279
- alte garantii acordate
175.000
175.000
Garantii primite, din care:
668.520
498.820
- scrisori de garantie primite – productie
257.095
161.190
- scrisori de garantie primite – investitii
363.100
289.687
- alte garantii primite
48.326
47.943
Garanții acordate
Compania este obligată conform Licenței nr. 161/2000 pentru prestarea serviciului de transport al energiei electrice, a serviciului de sistem și administrarea pieței de echilibrare, actalizată prin Decizia președintelui ANRE nr. 758/21.04.2021, constituie și mențină o garanție financiară de 1% din cifra de afaceri asociată activităților autorizate prin licență, care asigure prestarea cu continuitate a activităților ce fac obiectul licenței, cu luarea în considerare a riscurilor majore ce pot afecta aceste activități și care acopere eventualele daune solicitate conform prevederilor contractuale încheiate. În vederea respectării acestei obligații, Compania a încheiat la data de 21.12.2018 un contract de credit cu Banca Comercială Română având ca obiect acordarea unui plafon pentru emiterea de scrisori de garanție bancară în sumă de 30.150.240 cu valabilitate în perioada 01.01.2019-31.12.2019.
La data de 20.12.2019, a fost încheiat actul adițional nr. 1 la contractul de credit încheiat cu Banca Comercială Română având ca obiect acordarea unui plafon pentru emiterea de scrisori de garanție bancară prin care s-a micșorat valoarea plafonului la suma de 26.792 și s-a prelungit valabilitatea până la data de 31.12.2020.
La data de 10.12.2020, a fost încheiat actul adițional nr. 2 la contractul de credit încheiat cu Banca Comercială Română având ca obiect acordarea unui plafon pentru emiterea de scrisori de garanție bancară prin care s-a majorat valoarea plafonului la suma de 27.600 mii lei și s-a prelungit valabilitatea până la data de 31.12.2021.
Celelalte garanții acordate sunt reprezentate în principal de scrisori de garanție bancară emise pentru contractele încheiate pe piețele centralizate administrate de OPCOM Piața Centralizată a Contractelor bilaterale de energie electrică prin licitație extinsă (PCCB-LE), Piața pentru Ziua Următoare (PZU) și Piața Intra-zilnică (PI), precum și angajamente/garanții acordate aferente contractelor de împrumut aflate în derulare pentru activitatea de investiții.
”Alte garanții acordate” reprezintă contractele cesionate pentru garantarea liniei de credit contractată pentru schema de sprijin pentru cogenerare.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
86
Garanții primite
Garanțiile primite sunt reprezentate în principal de scrisorile de garanție bancară de bună plată aferente contractelor încheiate pe piața de energie electrică, de scrisorile de garanție de bună execuție, de scrisorile de garanție de avans aferente contractelor de investiții și alte garanții primite în cadrul contractelor finanțate din tariful de racordare.
Rezerve din reevaluare la 31 decembrie 2021
La 31 decembrie 2021, rezervele din reevaluare sunt în valoare de 801.800 mii lei (la 31 decembrie 2020: 872.379 mii lei).
Începând cu data de 1 mai 2009, rezervele din reevaluarea mijloacelor fixe, inclusiv a terenurilor, efectuată după data de 1 ianuarie 2004, care sunt deduse la calculul profitului impozabil prin intermediul amortizării fiscale sau al cheltuielilor privind activele cedate și/sau casate, se impozitează concomitent cu deducerea amortizarii fiscale, respectiv la momentul scăderii din gestiune a acestor mijloace fixe, după caz.
Rezervele realizate sunt impozabile în viitor, în situația modificării destinației rezervelor sub orice formă, în cazul lichidării, fuziunii companiei inclusiv la folosirea acesteia pentru acoperirea pierderilor contabile, cu excepția transferului, după data de 1 mai 2009, a rezervelor menționate în paragraful anterior.
Tariful pentru serviciul de transport al energiei electrice și serviciul de sistem
Tariful de transport al energiei electrice se stabilește pe baza unei metodologii de reglementare de tip „venit plafon”. Prin aceasta, ANRE stabilește un venit țintă inițial anual calculat prin însumarea costurilor reglementate și a rentabilității reglementate a activelor recunoscute. Anumite costuri cuprinse în baza de costuri reglementate se afla sub incidența unor cerințe de eficiență ce limitează nivelul cheltuielilor ce poate fi recuperat prin tariful reglementat (cheltuieli de operare și mentenanță controlabile, consumul propriu tehnologic). Seria de venituri țintă anuale calculate pentru o perioadă de reglementare este reprofilată printr-o procedură de liniarizare în scopul atenuării unor eventuale creșteri/scăderi ample ale venitului de la un an tarifar la următorul. Venitul astfel reprofilat este ajustat anual cu indicele prețurilor de consum.
Anumite schimbări ale mecanismul de tarifare pot avea un impact semnificativ asupra recuperării amortizării reglementate a mijloacelor fixe incluse în baza activelor reglementată.
Anul 2021 este al doilea din seria de cinci ani consecutivi care formează perioada a patra de reglementare tarifară multianuală pentru activitatea de transport al energiei electrice (1 ianuarie 2020 31 decembrie 2024). Coordonatele principale ale acestei perioade de reglementare au fost stabilite de către ANRE în baza cadrului de reglementare specific, respectiv metodologia de stabilire a tarifului pentru activitatea de transport al energiei electrice. Față de formele anterioare ale metodologiei în baza cărora au fost stabilite tarifele în perioada de reglementare precedentă (1 iulie 2014 30 iunie 2019) şi în perioada de tranziție de la perioada de reglementare precedentă la perioada de reglementare actuală (1 iulie 2019 31 decembrie 2019), metodologia aplicabilă la stabilirea tarifelor în cadrul perioadei a patra de reglementare nu a suferit modificări substanțiale.
În ce privește aspectele fundamentale ale metodologiei (elementele principale din care este alcătuit venitului reglementat și modul de formare a acestuia, recuperarea costurilor de operare, recuperarea și remunerarea capitalului investit în active reglementate, prezentă și natura elementelor stimulative, modul de colectare a venitului reglementat), acestea au rămas neschimbate asigurând continuitatea și predictibilitatea cadrului de reglementare. Setările tarifare detaliate pentru întreaga perioadă de reglementare multianuală actuală au fost stabilite inițial în cursul anului 2019.
În ce privește aspectele fundamentale ale metodologiei (elementele principale din care este alcătuit venitului reglementat și modul de formare a acestuia, recuperarea costurilor de operare, recuperarea și remunerarea capitalului investit în active reglementate, prezentă și natura elementelor stimulative, modul de colectare a venitului reglementat), acestea au rămas neschimbate asigurând continuitatea și predictibilitatea cadrului de reglementare. Setările tarifare detaliate pentru întreaga perioadă de reglementare multianuală actuală au fost stabilite inițial în cursul anului 2019.
În cursul anului 2020, în conformitate cu metodologia aplicabilă, a avut loc o revizuire a coordonatelor de perioadă aprobate anterior. Această revizuire a fost necesară și prin prisma modificării configurației tarifare în sensul comasării tarifului pentru activitatea de transport cu tariful aferent componentei de servicii funcționale din cadrul activității de servicii de sistem. Comasarea celor două tarife menționate a avut loc prin absorbția în tariful de transport a tarifului aferent componentei de servicii funcționale din
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
87
cadrul activității de servicii de sistem. Astfel, a fost necesară revizuirea setărilor inițiale de start (Baza Activelor Reglementate) și de programare a costurilor aprobate pentru orizontul perioadei de reglementare, pentru a include activele și costurile aferente activității de servicii funcționale de sistem în setările de start și în programarea multianuală a perioadei a patra de reglementare. Anterior, programarea costurilor aferente activității de servicii funcționale de sistem era revizuită și stabilită anual la aprobarea tarifului pentru servicii funcționale de sistem, metodologia anterioară neprevăzând stabilirea și aprobarea unei programări multianuale pentru aceste costuri.
Pe lângă comasarea celor două tarife menționate, prezentată mai sus, în procesul de revizuire a coordonatelor perioadei de reglementare au intrat și anumite elemente aprobate inițial pentru activitatea de transport, cum ar fi planul de investiții (revizuit ușor în scădere pentru îndreptarea unei erori tehnice produse la stabilirea inițială a programării valorile de program au fost raportate inițial în termeni nominali, pentru scopul programării fiind necesară ajustarea valorilor raportate inițial prin extragerea inflației estimate pentru perioada de reglementare), valoarea Bazei Activelor Reglementate la 1 ianuarie 2020 (revizuită pe baza investițiilor efectiv realizate în semestrul al doilea al anului 2019), punctul de start și panta de eficiență impusă pentru costurile de operare și mentenanță controlabile supuse eficienței (punctul de start a fost revizuit prin includerea în media istorică multianuală a costurilor realizate în semestrul al doilea al anului 2019 și prin eliminarea din media istorică multianuală a anumitor costuri care au fost reîncadrate în categoria costurilor necontrolabile în a patra perioadă de reglementare, panta de eficiență a fost redusă de la 1,5% la 1,0%), prețul de prognoză pentru achiziția energiei electrice pentru acoperirea pierderilor tehnice în rețeaua de transport (revizuit prin indexarea cu inflația realizată în semestrul al doilea al anului 2019).
Tarif aplicat în perioada 01 ianuarie - 28 februarie 2021
(aprobat prin Ordinul ANRE
nr. 214/09.12.2020)
Tarif aplicat în perioada 01 martie – 31 decembrie 2021
(aprobat prin Ordinul ANRE
nr. 10/24.25.2021)
Serviciul
lei/MWh
lei/MWh
Serviciul de transport al energiei electrice
20,55
20,55
Serviciile funcționale de sistem
-
-
Serviciile tehnologice de sistem
11,96
10,82
Contingente
La 31 decembrie 2021, datoriile contingente sunt în valoare de 25.163 mii lei. Acestea sunt aferente unor litigii ce au ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare în urma creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contracte de investiții.
Dosar
nr. 20780/3/2020 - reclamant ENERGOMONTAJ SA (7.092 mii lei)
Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor și obligarea la încheierea unui act adițional la contractul C54/2018.
Obiectul contractului C54/2018 îl reprezintă proiectul de investiții - Retehnologizarea stației 220/110 kV Craiova Nord.
După mai multe amânări ale termenelor față de lipsa raportului de expertiză, următorul termen a fost stabilit pentru data de 14.04.2022.
Dosar nr. 25896/3/2020- reclamant Electromontaj București (10.000 mii lei)
Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contractul de investiții C229/2015 - Trecerea la tensiunea de 400 kV a axului Porțile de Fier - Reșița - Timișoara - Săcălaz - Arad /LEA 400 kV Porțile de Fier (Anina) – Reșița.
Termen de judecată: 12.04.2022 pentru depunerea raportului de expertiză.
Dosar nr. 27001/3/2021 – reclamant Romelectro (3.524 mii lei)
Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contractul de investiții C264/2017 - Modernizarea stațiilor 110 kV Bacău Sud şi Roman Nord aferente axului 400 kV Moldova.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
88
Amână pronunțarea asupra probei cu expertiză la data de 25.03.2022.
Dosar nr. 22368/3/2021 – reclamant Romelectro (2.276 mii lei)
Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contractul de investiții C260/2017 Modernizarea instalatiilor 110 si 400(220) kV in statia Focsani Vest.
Termen de judecată: 15.04.2022.
Dosar nr. 30801/3/2021 – reclamant Romelectro (2.271 mii lei)
Dosarul are ca obiect pretenții reprezentând costuri suplimentare aferente creșterii salariului minim în domeniul construcțiilor pentru contractul de investiții C145/2018 - Retehnologizarea statiei 110 kV Medgidia Sud.
Termen de judecată: 18.03.2022.
Control ANAF-DGAMC
Acțiunea de inspecție fiscală a Ministerului Finanțelor Publice ANAF DGAMC a început în data de 20.12.2019 și a avut ca obiective ,,verificarea legalității și conformității declarațiilor fiscale și/sau operațiunilor relevante pentru inspecția fiscală, a corectitudinii și exactității îndeplinirii obligațiilor în legătură cu stabilirea bazelor de impozitare și a obligațiilor fiscale principale privind Taxa pe valoarea adăugată pentru perioada 01.01.2014-31.12.2016”.
Controlul a fost suspendat în perioada 25.09.2020 31.12.2020, reluat în data de 04.01.2021 și finalizat la data de 16.02.2021, cu Raportul de inspecție fiscală nr. F-MC 18/16.02.2021.
În urma finalizării inspecției fiscale, ANAF DGAMC a emis Decizia de impunere nr. F-MC 22/16.02.2021 și Dispoziția de măsuri nr. 4/16.02.2021, prin care a stabilit obligații fiscale principale suplimentare (debit principal) reprezentând neadmiterea la deducere a taxei pe valoarea adăugată aferentă perioadei 01.01.2014 – 31.12.2016, în cuantum de 2.140 mii lei.
De asemenea, în data de 15.03.2021, ANAF DGAMC a emis Decizia nr. 211 referitoare la obligațiile fiscale accesorii reprezentând dobânzi și penalități de întârziere aferente debitului principal, în sumă totală de 1.834 mii lei.
Compania a depus Cerere de anulare a obligațiilor de plată accesorii, în conformitate cu prevederile OUG nr. 69/2020, iar ANAF DGAMC a emis Decizia de anulare a obligațiilor de plată accesorii nr. 1031/08.04.2021 în cuantum de 1.834 mii lei.
Cu excepția acțiunii de control prezentată mai sus, în prezent, există pe rol litigii cu Curtea de Conturi a României, referitoare la controale desfășurate în anii 2013, 2017 și 2020 prezentate detaliat la capitolul Litigii.
Ținând seama de constatările Curții de Conturi consemnate în Deciziile emise de aceasta în urma controalelor efectuate în situațiile financiare încheiate trimestrial, semestrial și anual, am precizat poate exista posibilitatea de a rezulta obligații fiscale suplimentare la plată, dar care la data prezentă, nu pot fi determinate cu acuratețe în condițiile prevăzute de Standardul IAS 37 - Provizioane, datorii contingente și active contingente.
28. PĂRŢI AFILIATE
i) Părți afiliate principalii indicatori economico-financiari realizaţi de Filialele Companiei la data de 31.12.2020
Principalii indicatori economico-financiari realizaţi de filialele Companiei la data de 31 decembrie 2020 (ultimul exercițiu financiar pentru care au fost aprobate situațiile financiare ale filialelor) se prezintă, astfel:
Denumire indicatori
OPCOM
FORMENERG
ICEMENERG SERVICE
Cifra de afaceri
42.814
1.464
414
Profit/(Pierdere) brut/(ă)
9.723
(2.169)
(564)
Capital social vărsat
31.366
1.948
493
Capital social nevărsat
-
-
-
Rezerve
9.539
1.722
13
Capitaluri proprii - total
37.851
5.935
764
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
89
ii) Părți afiliate – tranzacții cu Filiale deținute de Companie
La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, soldurile cu filialele deținute de Companie sunt detaliate, astfel:
Creanțe comerciale
Datorii comerciale
Entitatea afiliată
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
FORMENERG SA
-
-
-
-
OPCOM SA
634.764
63.087
627.502
55.154
TOTAL
634.764
63.087
627.502
55.154
Tranzacțiile desfășurate în 2021 și 2020 cu filialele sale sunt detaliate, după cum urmează:
Entitatea afiliată
Vânzări
Achiziții
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
FORMENERG SA
-
-
-
286
OPCOM SA
2.257.962
335.755
1.171.196
359.740
TOTAL
2.257.962
335.755
1.171.196
360.026
În cursul anului 2021, Compania a încasat dividende de la filiala TELETRANS, în cuantum de 22 mii lei.
iii ) Părți afiliate – tranzacții cu alte companii aflate în proprietatea statului
Compania este o entitate cu capital majoritar de stat.
După cum este prezentat în Nota 1 (“Mediul legislativ”), activitățile Companiei sunt reglementate de ANRE. Totodată, cum este prezentat și în Nota 3 (b), în conformitate cu Contractul de concesiune, se plătește o redevență anuală, calculată ca 1/1000 din veniturile din activitatea de transport al energiei elecrice, calculată în funcție de cantitatea efectiv transportată (până la data de 11 noiembrie 2020), respectiv 4/1000 din valoarea veniturilor brute realizate din operațiuni de transport și tranzit al energiei electrice, prin sistemele naționale de transport, aflate în proprietatea publică a statului (începând cu 12 noiembrie 2020).
iv) Părți afiliate – companii în care CNTEE Transelectrica deține participații
La nivel european, sectorul energetic se află într-un proces de transformare, punându-se accent pe tranziția de la un model preponderent național de evoluție și dezvoltare a sectorului energetic, la un model de dezvoltare integrată și coordonată la nivel european care asigure dezvoltarea unitară la nivel continental dar care permită și adaptarea la specificațiile naționale totodată cu urmărirea intereselor legitime ale statelor europene.
În acest context Compania este afiliată următoarelor entități:
TSCNET
JAO
SEE RSC
A fost constituit pentru a deservi Operatorii de Transport și de Sistem (OTS) din regiunea est-central- vestică a Europei (regiunea CORE) în vederea implementării coordonate a codurilor europene de rețea. Centrul, având statut de Centru Regional de Securitate - RSC, funcționază în conformitate cu prevederile Regulamentului (UE) nr. 1485/2017 de stabilire a unei linii directoare privind operarea sistemului de transport al energiei electrica (SO GL - System Operation Guideline), art. 76 și 77.
Afilierea se face cu participarea în cadrul acționariatului TSCNET prin efectuarea unei tranzacții de cumpărare de acțiuni în cadrul societății.
Prin Hotărârea nr. 9 a AGEA din data de 05 iunie 2018 s-a aprobat afiliera Companiei la Centrul de coordonare a securității din regiunea CORE, TSCNET prin participarea la capitalul social cu un aport de 470.500 euro (1 acțiune 2.500 EUR). Astfel Transelectrica este unul dintre cei 15 acționari ai TSCNET Services Gmbh., deținând o participație de 6,67 % din capitalul social.
Dintre cei 15 acționari, 14 sunt reprezentați de OTS afiliați care au calitatea de mebrii ai centrului (și
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
90
beneficiari ai serviciilor acestuia), iar al 15-lea acționar este chiar TSCNET Services Gmbh.
Principalele servicii care se derulează la nivelul centrului TSCNET sunt:
construirea modelului comun de rețea la nivel european, pentru zona de calcul de capacitate CORE și pentru regiunea de operare CENTRAL;
calculul coordonat al capacității de schimb transfrontalier pentru regiunea CORE;
calculul coordonat al siguranței în funcționare prin aplicarea metodologiei CSA - Coordinated Security Assessment;
evaluarea adecvanței pe termen scurt la nivelulregiunii CORE și al regiunii de operare CENTRAL;
planificarea operațională coordonată a retragerilor din exploatare la nivelulregiunii CORE și al regiunii de operare CENTRAL;
Pentru derularea acestor servicii au fost dezvoltate în cadrul centrului și sunt în curs de dezvoltare platforme (aplicații) informatice complexe, dintre care cea mai importantă, utilizată în prezent, este platforma AMICA.
În următorii ani, urmează a se desfășura un proces complex de tranziție și de transformare a centrului de la statutul de RSC la cel de Centru Regional de Coordonare (RCC), în conformitate cu obligațiile impuse de către Regulamentul (UE) nr. 943/2019 privind piața internă de energie electrică.
Această transformare implică creșterea considerabilă a numărului de servicii (activități) pe care le va derula centrul (cel puțin 13) și dezvoltarea exponențială a colaborării și coordonării operaționale cu celelalte centre regionale de coordonare din Europa (CORESO, SELENE-CC, NORDIC, BALTIC).
JAO (Joint Allocation Office)
Începând cu anul 2019, licitațiile pentru alocarea capacităților pe termen lung se realizează coordonat de către JAO care a fost desemnat ca Operator al Platformei Unice de Alocare (SAP).
Transelectrica a fost invitată de JAO să devină parte a acționariatului acestuia.
Prin Hotărârea nr.10 a AGEA din data de 20 august 2018 s-a aprobat afilierea Companiei la acționariatul Joint Allocation Office (JAO) cu o subscriere în numerar în valoare de 259.325 euro, fiindu-i alocate 50 de acțiuni.
Prin participarea la acţionariatul JAO, Transelectrica s-a alăturat marii familii a OTS-urilor din Europa în crearea unor structuri cu guvernanţă comună, astfel interesele Companiei şi ale sistemului energetic românesc fiind reprezentate în mod direct nemijlocit în organizaţiile pan-europene.
Structura acţionariatului JAO este compusă din 22 de OTS-uri.
În afară de activitatea principală de alocare pe termen lung a capacităţilor transfrontaliere, la nivelul JAO s-au dezvoltat şi alte activităţi/instrumente derivate din regulamentele europene, cum ar fi: alocările pe termen scurt a capacităţilor transfrontaliere, alocări umbră “shadow allocation” de capacitate pentru pieţele cuplate, activităţi de decontare “settlement”- pentru piaţa cuplată, activităţi de arhivare documente şi management de proiect.
Prin lărgirea portofoliului de activităţi, la nivelul JAO s-a creat un avantaj prin faptul OTS-urile pot beneficia în comun de instrumentele informatice şi cunoştinţele JAO, astfel nemaifiind nevoie de o dezvoltare individuală la nivelul fiecărui OTS, de instrumente şi resurse pentru activităţile respective, asigurându-se totodată şi o reducere a costurilor de dezvoltare şi operare a unor astfel de activităţi/instrumente.
SEE RSC (Centrul de Coordonare a Rețelei de Energie Electrică din Sud-Estul Europei)
În conformitate cu prevederile legislației europene din domeniul energiei electrice (Regulamentele UE 2017/1485, 2015/1222 și deciziile ACER prin care s-au definit la nivel european regiunile de calcul coordonat al capacității de schimb inter-zonal), la nivelul regiunii Europa de Sud-Est s-a înființat centrul regional pentru coordonarea securității operaționale în funcționarea sistemelor electroenergetice.
Prin granița România Bulgaria, România face parte din regiunea de calcul coordonat al capacităților de transfer transfrontalier South-East Europe („SEE”). Din punct de vedere al serviciilor de coordonare regională a securității operaționale această regiune va fi deservită de entitatea nou înfiinţată, de sine stătătoare, care va exercita rolul de centru regional de coordonare a securității operaționale (denumită în continuare SEE RSC).
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
91
Afilierea Companiei la acționariatul SEE RSC a devenit efectivă începând cu data de 22.05.2020 în conformitate cu prevederile statutare proprii (actul constitutiv, HAGEA nr. 6/2020 și HD nr. 107/2020), cu o subscriere în numerar în valoare de 50.000 euro, fiindu-i alocate 50.000 de acțiuni.
Împreună cu operatorii de transport și de sistem pentru energia electrică (OTS) din Bulgaria, Grecia și Italia, Transelectrica deține o cota-parte de 1/4 din capital și din drepturile de vot, distribuția drepturilor de vot la nivelul entității fiind egală pentru toți acționarii asociați.
Operaționalizarea centrului regional presupune o serie de etape desfășurate pe mai multe paliere, începând cu formarea capacității funcționale din punct de vedere juridic prin înființarea unei entități de sine stătătoare cu personalitate juridică proprie și cu acționariat format din OTS-urile din regiunea deservită (etapă îndeplinită, conform celor prezentate mai sus) și continuând cu formarea capacității funcționale din punct de vedere operațional prin atragerea resurselor umane și crearea și dezvoltarea instrumentarului IT cu care centrul va opera pentru îndeplinirea funcțiilor cu care este însărcinat de legislația europeană specifică (etapă îndeplinită parțial, aflată în desfășurare) și cu stabilirea cadrului formal contractual în baza căruia va avea loc prestarea de servicii și decontarea acestora.
În data de 25 februarie 2022, Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor a aprobat ieșirea Companiei din acționariatul centrului regional pentru coordonarea siguranței în funcționarea sistemelor electroenergetice din regiunea Europa Sud-Est Selene CC, cu recuperarea integrală a capitalului investit de Companie în această societate până în prezent (50.000 euro).
29. SALARIZAREA CONDUCERII COMPANIEI
Salariile plătite angajaților încadrați cu Contract individual de munca (CIM) în funcții de conducere pentru serviciile prestate sunt compuse în principal din salariul de bază, beneficii la terminarea contractului de munca și post angajare, precum și componenta fixă și componenta variabilă pentru membrii Directoratului și Consiliului de Supraveghere.
Acestea sunt detaliate, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Angajati cu CIM in functii de conducere
Beneficii pe termen scurt
25.181
22.444
Alte beneficii pe termen lung
246
208
Membrii Directoratului si Consiliului de
Supraveghere
Componenta fixa
3.975
3.128
Componenta variabila
-
-
Total
29.402
25.780
În cursul anului 2020, Compania a finalizat procesul de selecție a membrilor Consiliului de Supraveghere și a membrilor Directoratului Companiei în conformitate cu prevederile OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare.
Membrii Consiliului de Supraveghere și membrii Directoratului au fost numiți în condițiile OUG nr. 109/2011 și a fost aprobat contractul de mandat al acestora pe o durată de 4 ani.
În Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor din data de 28 septembrie an 2020, prin Hotărârea nr. 10, s-a aprobat contractul de mandat și nivelul remunerației pentru membrii Consiliului de Supraveghere, contract semnat la data de 30 septembrie 2020.
Prin Hotărârea AGOA nr. 4 din 22 iunie 2021, s-a aprobat revocarea membrilor Consiliului de Supraveghere selectați în conformitate cu prevederile OUG nr. 109/2011 și s-a aprobat numirea altor membri provizorii în Consiliul de Supraveghere. Totodată, a fost aprobată forma contractului de mandat și nivelul remunerației membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere.
30. INTERESE MINORITARE
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Sold la 1 ianuarie
-
19.748
Ponderea pierderii in an
-
(767)
Interese minoritare aditionale
-
18.981
Sold la sfarsitul perioadei
-
-
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
92
31. INSTRUMENTE FINANCIARE
Managementul riscului financiar
Grupul este expus următoarelor riscuri care decurg din instrumentele financiare: riscul de piață (riscul de rată a dobânzii și riscul valutar), risc de creditare și risc de lichiditate. Managementul global al Grupului se axează asupra imprevizibilității pieței financiare și caută minimizeze potențialele efecte adverse ale performanței financiare a Grupului . Riscul de piață este riscul care produce schimbări asupra prețurilor pieței, precum schimbul valutar și rata dobânzii ce vor afecta veniturile Grupului sau valoarea deținerilor de instrumente financiare.
Grupul nu are angajamente formale pentru a combate riscurile financiare. Cu toate acestea, riscurile financiare sunt monitorizate la nivel de management, punându-se accent pe necesitățile Grupului de a compensa eficient oportunitățile și amenințările.
Aceasta notă prezintă informații cu privire la expunerea Grupului față de riscurile menționate mai sus, la obiectivele, politicile și procesele aferente măsurării și administrării riscurilor, cât și despre gestionarea capitalului de către Grup.
Riscul de rata a dobânzii
Fluxurile de numerar operaționale ale Grupului sunt afectate de variațiile ratei dobânzilor, în principal ca urmare a împrumuturilor pe termen lung în valută contractate de la banci finanțatoare externe. Grupul are împrumuturi pe termen lung semnificative cu dobânda variabilă, cu rate de dobândă variabile, care pot expune compania la riscul de numerar.
Riscul de numerar determinat de rata dobânzii este riscul ca dobânda și, prin urmare, cheltuiala cu aceasta, să fluctueze în timp.
La data bilanțului, raportul dintre instrumentele financiare cu rata de dobandă fixă și cele cu rata de dobândă variabilă ale Grupului este prezentat în continuare:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Instrumente financiare cu rata dobanzii fixa
Datorii financiare
104.327
126.381
Instrumente financiare cu rata dobanzii variabila
Datorii financiare
2.707
-
Riscul de numerar determinat de rata dobanzii este riscul ca dobanda si, prin urmare, cheltuiala cu aceasta, sa fluctueze in timp .
Riscul valutar
Grupul poate fi expus fluctuațiilor cursului de schimb valutar prin numerar și echivalente de numerar, împrumuturi pe termen lung sau datorii comerciale exprimate în valută.
Moneda funcțională a Grupului este leul românesc. Grupul este expus riscului valutar la numerarul și echivalentele de numerar, achizițiile și împrumuturile realizate în altă monedă decât cea funcțională. Monedele care expun Grupul la acest risc sunt, în principal, EUR, dar și USD. Împrumuturile în valută și datoriile în valută sunt ulterior exprimate în lei, la cursul de schimb de la data bilanțului, comunicat de Banca Națională a României. Diferențele rezultate sunt incluse în contul de profit și pierdere, dar nu afectează fluxul de numerar până în momentul lichidării datoriei.
Expunerea Grupului la riscul valutar, exprimată în RON, a fost:
31 Decembrie 2021
Valoare
RON
EUR
USD
Active monetare
Numerar si echivalente de numerar
264.656
258.138
6.490
27
Alte active financiare
-
-
-
-
Creante
2.985.893
2.592.514
435.010
-
Expunerea bruta active
3.250.549
2.850.652
441.501
27
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
93
31 Decembrie 2021
Valoare
RON
EUR
USD
Datorii financiare
Furnizori si alte datorii
3.061.286
2.400.468
702.449
-
Imprumuturi
107.034
2.707
104.327
-
Expunerea bruta datorii
3.168.321
2.403.175
806.776
-
Expunerea neta la data de raportare
82.228
447.477
(365.275)
27
31 decembrie 2020
Valoare
RON
EUR
USD
Active monetare
Numerar si echivalente de numerar
569.847
524.893
44.954
-
Alte active financiare
-
-
-
Creante
854.250
745.951
108.299
-
Expunerea bruta
1.424.097
1.270.844
153.253
-
Datorii financiare
Furnizori si alte datorii
942.937
734.304
208.633
-
Imprumuturi
135.245
8.864
126.381
-
Expunerea bruta
1.078.182
743.164
335.014
-
Expunerea neta la data de raportare
345.915
527.720
(181.761)
-
Creanțele comerciale și alte creanțe, precum și furnizorii și alte obligații mai puțin furnizorii de imobilizări sunt exprimați numai în RON.
Următoarele rate de schimb au fost aplicate:
Curs mediu
Cursul de schimb la data
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
RON/ EURO
4,9204
4,8371
4,9481
4,8694
RON/ USD
4,1604
4,2440
4,3707
3,9660
Analiza de senzitivitate a riscului valutar
O apreciere cu 10% a leului romanesc fata de urmatoarele monede straine la 31 decembrie 2021 si 31 decembrie 2020 ar fi crescut profitul brut cu sumele indicate mai jos. Aceasta analiza presupune ca toate celelalte variabile raman constante.
Profit 31 decembrie 2021
Profit 31 decembrie 2020
EUR
36.528
18.176
USD
3
-
Total
36.530
18.176
O depreciere cu 10% a leului romanesc față de următoarele monede străine la 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020 ar fi avut un efect similar dar de sens contrar asupra sumelor de mai sus, presupunând că toate celelalte variabile au rămas constante.
Pierdere 31 decembrie 2021
Pierdere 31 decembrie 2020
EUR
(36.528)
(18.176)
USD
(3)
-
Total
(36.530)
(18.176)
Riscul de credit
Riscul de creditare este riscul în care Grupul suportă o pierdere financiară ca urmare a neîndeplinirii
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
94
obligațiilor contractuale de către un client sau o contrapartidă la un instrument financiar. Acest risc rezultă în principal din creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar.
Tratamentul riscului de contrapartidă se bazează pe factori de succes interni și externi ai Grupului . Factorii externi de succes care au efect asupra reducerii riscului în mod sistematic sunt: descentralizarea sectorului energetic în care producția, transportul, distribuția și furnizarea sunt activități distincte, iar interfața pentru client este reprezentată de furnizor, tranzacționarea energiei electrice pe piața din România pe două segmente de piață: piața reglementată și piața concurențială. Factorii interni de succes în tratamentul riscului de contrapartidă includ: diversificarea portofoliului de clienți și diversificarea numărului de servicii oferite pe piața de energie electrică.
Activele financiare care pot supune Grupul riscului de încasare sunt în principal creanțele comerciale și numerarul și echivalentele de numerar. Grupul a pus în practică o serie de politici prin care se asigură vânzarea de servicii se realizează către clienți cu o încasare corespunzatoare, prin includerea în contractele comerciale a obligației acestora de a constitui garanții financiare. Valoarea creanțelor, netă de ajustările pentru pierderi de valoare, reprezintă suma maximă expusă riscului de încasare.
Riscul de încasare aferent acestor creanțe este limitat, întrucât aceste sume sunt, în principal, datorate de companii deținute de stat.
Expunerea maxima la riscul de incasare la data raportarii a fost:
Valoarea neta
Valoarea neta
31 decembrie 2021
31 Decembrie 2020
Active financiare
Creante comerciale nete
2.035.239
717.494
Numerar si echivalente de numerar
264.656
569.847
Alte creante nete si avansuri catre fz
828.116
103.629
TVA de recuperat
122.538
34.349
Alte active financiare
-
-
Total
3.250.548
1.425.319
Situația vechimii creanțelor la data întocmirii situației poziției financiare a fost:
Valoarea bruta 31 decembrie 2021
Ajustare depreciere 31 decembrie 2021
Valoarea bruta 31 decembrie 2020
Ajustare depreciere 31 decembrie 2020
Neajunse la scadenta
1.917.696
43
633.610
367
Scadenta depasita intre 1 – 30 zile
22.662
-
351
10
Scadenta depasita 31 – 90 zile
(322)
-
881
-
Scadenta depasita 90 – 180 zile
13.124
12.541
34
3
Scadenta depasita intre 180 – 270 zile
103
23
161
17
Scadenta depasita intre 270 – 365 zile
643
85
95
9
Mai mult de un an
231.891
137.867
221.333
138.564
Total
2.185.798
150.558
856.465
138.971
Situația vechimii altor creanțe la data întocmirii situației poziției financiare a fost:
Valoarea bruta 31 decembrie 2021
Ajustare depreciere 31 decembrie 2021
Valoarea bruta 31 decembrie 2020
Ajustare depreciere 31 decembrie 2020
Neajunse la scadenta
917.479
8.469
96.945
28
Scadenta depasita intre 1 – 30 zile
208
-
4.076
275
Scadenta depasita intre 31 – 90 zile
11.542
2.108
6.156
24
Scadenta depasita intre 90 – 180 zile
1.777
484
1.383
249
Scadenta depasita intre 180 – 270 zile
1.205
482
4.924
3.136
Scadenta depasita intre 270 – 365 zile
3.864
970
715
641
Mai mult de un an
85.566
58.474
83.798
55.666
Total
1.021.641
70.987
197.997
60.019
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
95
Politica Grupului este de a înregistra ajustări de depreciere pentru pierdere de valoare în valoare de 100% pentru clienții în litigiu, în insolvență și în faliment și 100% din creanțele comerciale și alte creanțe neîncasate într-o perioadă mai mare de 180 zile, cu excepția creanțelor restante generate de schema de sprijin. De asemenea, Compania efectuează și o analiză individuală a creanțelor comerciale și a altor creanțe neîncasate.
Cele mai mari ajustări de depreciere la 31 decembrie 2021, calculate pentru creanțele comerciale și penalitățile aferente acestora, au fost înregistrate pentru CET Govora (24.911 mii lei), Eco Energy SRL (24.736 mii lei), Petprod SRL (23.540 mii lei), Arelco Power (14.788 mii lei), Total Electric Oltenia SA (14.186 mii lei), Romenergy Industry (13.513 mii lei), Romelectro SA (12.956 mii lei), GETICA 95 (12.541 mii lei), Elsaco Energy (9.276 mii lei), RAAN (8.517 mii lei).
Pentru recuperarea creanțelor ajustate pentru depreciere, Compania a luat următoarele măsuri: acționare în instanță, înscriere la masa credală, solicitare clarificări de la ANAF (pentru TVA de încasat de la Opcom) etc.
Evoluția ajustărilor pentru deprecierea clienților se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Sold la 1 ianuarie
138.494
139.282
Recunoaștere ajustări pentru depreciere
16.673
713
Reluare ajustări pentru depreciere
4.609
1.501
Sold la sfârșitul perioadei
150.558
138.494
Evoluția ajustărilor pentru deprecierea altor creanțe se prezintă, după cum urmează:
31 decembrie 2021
30 decembrie 2020
Sold la 1 ianuarie
60.019
55.610
Recunoaștere ajustări pentru depreciere
15.335
3.538
Reluare ajustări pentru depreciere
4.367
740
Sold la sfârșitul perioadei
70.987
60.019
Riscul de lichiditate
Riscul de lichiditate este riscul potrivit căruia Grupul poate întâmpine dificultăți în îndeplinirea obligațiilor asociate datoriilor financiare care sunt decontate în numerar sau prin transferul altui activ financiar.
O politică prudentă de gestionare a riscului de lichiditate implică menținerea unui suficient numerar și echivalente de numerar, disponibilitatea finanțării prin facilități de credit adecvate.
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Active
Active monetare în RON
2.850.652
1.248.687
Active monetare în monedă straină
441.527
153.253
3.292.180
1.401.940
Datorii
Datorii monetare în RON
(2.403.175)
(514.383)
Datorii monetare în monedă straină
(806.776)
181.761
(3.209.952)
(332.622)
Pozitia monetara neta in RON
447.477
734.304
Pozitia monetara neta in moneda straina
(365.249)
335.015
Tabelul următor prezintă scadența contractuală a datoriilor financiare, inclusiv plata dobânzilor:
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
96
31 decembrie 2021
Valoare netă
Valoarea contractuală
<12luni
1–2ani
2–5ani
>5ani
Datorii financiare
Furnizori și alte obligații
3.040.759
3.082.400
2.993.292
82.893
6.205
-
Alte impozite și obligații pentru asigurările sociale
20.527
20.527
20.527
-
-
-
Împrumuturi
107.034
107.034
27.579
47.719
30.309
1.427
Total
3.168.321
3.209.962
3.041.399
130.611
36.514
1.427
31 decembrie 2020
Valoare netă
Valoarea contractuală
<12luni
1–2ani
2–5ani
>5ani
Datorii financiare
Furnizori și alte obligații
(916.810)
(916.810)
(821.775)
(64.503)
(30.532)
-
Alte impozite și obligații pentru asigurările sociale
(25.052)
(25.052)
(25.052)
-
-
-
Împrumuturi
(127.828)
(127.828)
(26.157)
(23.480)
(70.440)
(7.752)
Total
(1.069.690)
(1.069.690)
(872.984)
(87.983)
(100.972)
(7.752)
Valoarea justa a instrumentelor financiare
Valoarea justă este valoarea la care instrumentul financiar se poate schimba în tranzacțiile obișnuite desfășurate în condiții obiective între părți interesate și în cunoștintă de cauză, altele decât cele determinate de lichidare sau vânzare silită. Valorile juste se obțin din prețurile de piață cotate sau modelele de fluxuri de numerar, după caz. La 31 decembrie 2021 și 31 decembrie 2020, managementul consideră valorile juste ale numerarului și echivalentelor de numerar, creanțelor comerciale și altor creanțe, datoriilor comerciale, a împrumuturilor, precum și ale altor datorii pe termen scurt aproximează valoarea lor contabilă. Valoarea contabilă a împrumuturilor este costul amortizat.
31 decembrie 2021
Valoare contabilă
Valoare justă
Active financiare
Creanțe comerciale nete
2.035.239
2.035.239
Numerar și echivalente de numerar
264.656
264.656
Alte creanțe nete și avansuri către fz
828.116
828.116
TVA de recuperat
122.538
122.538
Alte active financiare
-
-
Total
3.250.548
3.250.548
Datorii financiare pe termen lung
Împrumuturi, mai puțin obligațiuni
79.455
79.455
Obligațiuni
-
-
Total
79.455
79.455
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzând furnizori de imobilizări
3.040.759
3.040.759
ÎImprumuturi
27.579
27.579
Obligațiuni
-
-
Sume datorate angajaților și alte datorii
34.212
34.212
Total
3.102.550
3.102.550
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
97
31 decembrie 2020
Valoare contabila
Valoare justa
Active financiare
Creanțe comerciale nete
855.472
855.472
Numerar și echivalente de numerar
569.847
569.847
Alte creanțe nete
13.291
13.291
TVA de recuperat
34.349
34.349
Alte active financiare
-
-
Total
1.472.959
1.472.959
Datorii financiare pe termen lung
Împrumuturi, mai putin obligațiuni
165.777
165.777
Obligațiuni
-
-
Total
165.777
165.777
Datorii financiare pe termen scurt
Furnizori, incluzând furnizori de imobilizări
886.268
886.268
Împrumuturi
33.574
33.574
Obligațiuni
-
-
Sume datorate angajaților și alte datorii
25.052
25.052
Total
944.894
944.894
Categorii de instrumente financiare
31 decembrie 2021
30 decembrie 2020
Active financiare
Disponibilități bănești
264.656
569.847
Creanțe
2.985.893
855.473
Datorii financiare
Cost amortizat
3.168.321
(1.069.318)
Riscul de personal și sistemul de salarizare
La 31 decembrie 2021, media de vârstă a personalului Companiei este ridicată. Există posibilitatea ca în viitor, Compania să se confrunte cu o lipsă de personal datorată plecărilor angajaților din cauze naturale.
Un alt risc legat de personal îl reprezintă posibilitatea plecării angajaților de calificare înaltă către companiile private, care ar putea oferi pachete salariale și compensații peste nivelul actual oferit de către Companie.
Managementul riscului de capital
Politica Grupul este de a păstra o bază puternică de capital pentru a menține investitorii, creditorii și o piață încrezătoare și de asemenea, pentru a susține dezvoltarea viitoare a afacerii.
Indicatorul gradului de îndatorare
31 decembrie 2021
31 decembrie 2020
Împrumuturi pe termen lung și termen scurt
107.034
126.381
Disponibilități bănești
(264.656)
554.004
Alte active financiare
-
-
(157.621)
(427.622)
Total capitaluri proprii
3.384.861
3.425.012
Gradul de îndatorare
-
-
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
98
32. ONORARII PERCEPUTE DE FIECARE AUDITOR STATUTAR SAU FIRMĂ DE AUDIT
Situația onorariilor percepute de fiecare auditor statutar sau firmă de audit pentru auditul statutar al situaţiilor financiare anuale şi totalul onorariilor percepute de fiecare auditor statutar sau firmă de audit pentru alte servicii de asigurare, pentru servicii de consultanţă fiscală şi pentru alte servicii decât cele de audit, conform pct. 38 din Anexa 1 la OMFP nr. 2844/2016 cu modificările și completările ulterioare, aferente exerciţiului financiar al anului 2021, se prezintă, după cum urmează:
PKF Finconta SRL Contract nr. 467/23.12.2021 ”Servicii de audit financiar pentru perioada 2021- 2023” care cuprinde următoarele servicii:
- auditarea situațiilor financiare separate întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016;
- auditarea situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS adoptate de către Uniunea Europeană;
- emiterea Raportului asupra conformității Raportului Anual cu situațiile financiare anuale separate;
- emiterea Raportului asupra conformității Raportului Anual Consolidat cu situațiile financiare anuale consolidate;
- servicii de audit cu privire la îndeplinirea condițiilor financiare specificate în contractele de împrumut încheiate/ce vor fi încheiate cu Bănci Comerciale/ Instituții Financiare Internaționale;
- servicii de audit cu privire la îndeplinirea condițiilor financiare specificate în Prospectul/Programul de emisiune de obligațiuni pentru exerciţiile financiare;
- auditarea veniturilor realizate din activitatea de furnizare de rețele de telecomunicații în vederea certificării veniturilor și a concordanței cu înregistrările contabile pentru determinarea tarifului de monitorizare de către autoritatea publică de reglementare în domeniul comunicațiilor electronice (ANCOM) conform legislației aplicabile (la data întocmirii prezentului caiet de sarcini - Decizia nr. 2892/2007);
- Servicii de auditare a indicatorilor asumați în Planul de administrare/ Componenta de management a Planului de administrare pentru plata drepturilor prevăzute în contractele de mandat încheiate cu membrii Directoratului Companiei și cu membrii Consiliului de Supraveghere al Companiei, respectiv emiterea unui Raport care ateste corectitudinea calculelor indicatorilor financiari asumați prin Contractele de mandat încheiate de Companie cu fiecare membru al Directoratului și al Consiliului de Supraveghere al Transelectrica;
- servicii având ca obiect analiza tranzacțiilor raportate de către Companie în temeiul art. 92³ din Legea nr. 24/2017 privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă și întocmirea și predarea către Companie a rapoartelor la care se referă art. 92³, alin.(5) și (6) din Legea nr.24/2017 privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă;
- Rapoarte suplimentare conform cerințelor art. 94 alin. (1) lit b. din Legea 24/2017, privind emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă, întocmite în conformitate cu standardele de audit financiar și cu cadrul de raportare definit prin standardele internaționale de contabilitate și prin reglementarile A.S.F. referitoare la operațiunile reclamate de acționarii reprezentând cel puțin 5% din totalul drepturilor de vot. Raportul suplimentar întocmit de auditorul financiar conţine toate informaţiile referitoare la operaţiunile reclamate de acţionari şi este întocmit conform Regulamentului 5/2018 emis de ASF privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață.
Onorariul perceput pentru auditarea situațiilor financiare separate aferente exercițiului financiar al anului 2021 este în valoare de 314 mii lei, la care se adaugă TVA.
PKF Finconta SRL Contract nr. 46/23.02.2021 ”Servicii de întocmire a Dosarului prețurilor de transfer practicate de CNTEE Transelectrica SA în cadrul tranzacțiilor efectuate între aceasta și persoanele afiliate în anul 2020”, în valoare de 13 mii lei, la care se adaugă TVA, servicii achitate în anul 2021.
33. OBIECTIVE DE MEDIU
CNTEE Transelectrica SA are implementat un sistem de management integrat calitate, mediu, sănătate şi securitate muncă, prin care gestioneaza eficient aspectele de mediu aferente activităţii de transport al energiei electrice, precum şi de mentenanţă și modernizare a RET, pentru prevenirea poluării şi creşterea performaţei de mediu.
Preocuparea Companiei privind protecţia mediului se reflectă şi în Declaraţia de politică a sistemului de management integrat în domeniile calităţii, mediului, sănătăţii şi securităţii în muncă.
Strategia de dezvoltare are ca obiectiv fundamental îndeplinirea necesităţilor şi aşteptărilor clienţilor săi şi ale altor părţi interesate, într-un Sistem de Management Integrat calitate, mediu, securitate şi sănătate în
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
99
muncă, implementat, certificat, menţinut şi îmbunătăţit continuu în conformitate cu cerinţele standardelor SR EN ISO 9001:2015, SR EN ISO 14001:2015 şi SR ISO 45001:2018.
Pentru realizarea acestei strategii şi obţinerea unui succes durabil, conducerea Companiei s-a angajat asigure:
- funcţionarea sistemului electroenergetic în condiţiile stabilite prin reglementările europene și naționale din legislația primară și secundară, pentru a corespunde nevoilor şi aşteptărilor clienţilor şi ale altor părţi interesate;
- cadrul organizatoric necesar pentru stabilirea, analizarea şi implementarea obiectivelor Sistemului de Management Integrat calitate, mediu, securitate şi sănătate în muncă;
- dezvoltarea durabilă şi reducerea impactului negativ al RET asupra mediului înconjurător prin:
identificarea aspectelor de mediu / riscurilor și oportunităţilor asociate,
o monitorizarea factorilor de mediu, prevenirea şi combaterea poluării prin utilizarea celor mai bune tehnologii disponibile şi evitarea alterării habitatelor naturale în special al ariilor naturale protejate,
o decontaminarea, reabilitarea sau reconstrucţia ecologică a suprafeţelor de teren şi a suprafeţelor de apă afectate de activităţile Companiei.
Referitor la schimbarile climatice, în lista obiectivelor aprobate la nivel de Companie există două obiective specifice:
- prevenirea şi reducerea emisiilor de gaze fluorurate cu efect de seră (GES): SF6, ozon,freon etc.;
- prevenirea şi reducerea poluării aerului prin încadrarea în limitele admise ale concentraţiei poluanţilor emisi în atmosferă (emisii la centrale termice si auto) .
La nivelul CNTEE Transelectrica SA se elaborează anual, Raportul privind Analiza Sistemului de Managent Integrat și se aprobă un program de măsuri pentru îmbunatățirea continuă a SMI (inclusiv a SMM).
34. EVENIMENTE ULTERIOARE
Teste de integrare comune și noua dată de lansare a proiectului Core Flow-Based Market Coupling
Părțile proiectului implicate în proiectul Core Flow-Based Maeket Coupling au comunicat faptul prima fază a testării regionale comune ( Full Integration Testing –FIT) s-a încheiat cu succes în data de 13 ianuarie 2022.
Testarea FIT axată pe funcționalitatea tuturor sistemelor implicate în procesul FB MC și între acestea, a dovedit că soluția este capabilă să efectueze procesul FB MC.
Următoarea fază a testării (Simulation Integration Testing –SIT) a început în data de 17 ianuarie 2022 și este de așteptat să se desfășoare până la sfârșitul lunii februarie 2022.
Testarea SIT se concentreză pe testarea procedurilor operaționale comune pentru a dovedi soluția este capabilă să faciliteze procesul operațional zilnic.
După testele efectuate în cursul lunii ianuarie și alinierea cu părțile exeme (SDAC), părțile proiectului pot confirme acum noua dată de lansare va fi 20 aprilie 2022 (zi de tranzacționare pentru livrare pe 21 aprilie 2022).
Iniţiere procedură insolvenţă Romelectro
Î n februarie 2022, Romelectro, unul din partenerii importanţi ai Societăţii în ceea ce priveste lucrările de investiţii, a intrat în insolvenţă, la cererea acestuia. La data semnării acestor situaţii financiare, conducerea Societăţii analizează situaţia şi impactul pe care îl are acest aspect, atât din punct de vedere juridic, cât şi economic, astfel încât identifice soluţiile optime pentru continuarea investiţiilor şi finalizarea acestora conform planului de investiţii. De asemenea, se analizează riscurile în ceea ce priveşte asigurarea resurselor financiare necesare investiţiilor, având în vedere faptul anumite investiţii sunt finanţate din diverse surse (de ex. fonduri nerambursabile, surse proprii, etc.). La 31 decembrie 2021, valoarea investiţiilor în curs în relaţia cu Romelectro este în sumă de 457.713 mii lei.
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
100
Convocarea adunării generale ordinare și extraordinare a acționarilor
Directoratul Companiei a convocat în data de 25 februarie 2022 Adunarea generală ordinară și extraordinară a acționarilor având ca principale puncte pe ordinea de zi:
- Stabilirea Programului de investiții pentru exercițiul financiar 2022 și a estimărilor pentru anii 2023 și 2024
- Aprobarea Bugetului de venituri și cheltuieli pentru anul 2022 precum și a estimărilor pentru anii 2023 și 2024
- Aprobarea ieșirii Companiei din acționariatul centrului regional pentru coordonarea siguranței în funcționarea sistemelor electroenergetice din regiunea Europa Sud-Est – Selene CC.
CNTEE Transelectrica SA a recepționat lucrările de modernizare a Stației Electrice de Transformare Roman Nord
În data de 2 februarie 2022 Compania a emis un comunicat de presă referitor la finalizarea Stației Roman Nord, o investiție de 17 mii de lei, realizată din fonduri proprii, care completează proiectul major de retehnologizare a Axului 400 kV Moldova, alături de stațiile Bacău Sud, Gutinaș și Suceava, retehnologizate în etape anterioare.
Prin procesul de modernizare a Stației Roman Nord, demarat în anul 2018, au fost implementate standarde tehnologice avansate care facilitează operarea automatizată de la distanță în condiții de siguranță.
Decizie ANRE
În data de 21 februarie 2022 Transelectrica informează acţionarii şi persoanele interesate ANRE prin Direcția Generală Licențe, Tarife, Monitorizare Investiții a comunicat Companiei în data de 18.02.2022 Decizia ANRE 167/16.02.2022 privind punerea în aplicare a Sentinței civile nr. 3982/08.10.2018 a Curții de Apel București rămasă definitivă prin Decizia Înaltei Curți de Casație și Justiție nr. 2688/2021.
Documentul ANRE cu numărul 29104/17.02.2022 stabilește următoarele:
Prețul reglementat de achiziție a serviciilor tehnologice de sistem furnizate de Hidroelectrica pentru Transelectrica, recalculat pentru perioadele:
01.07.2015 – 30.06.2016 în valoare de 676,67 lei/oră-grup și
01.07.2016 – 30.06.2017 în valoare de 713,42 lei/oră-grup.
Diferența de preț rezultată dintre prețurile aprobate de ANRE prin Deciziile 1377/25.06.2015 și 1035/22.06.2016 raportat la Decizia 167/16.02.2022 este în cuantum de 21.341mii lei.
Transelectrica va plăti către Hidroelectrica suma totală menționată anterior, până la 31.12.2022.
Compania va recupera integral suma totală menționată în cuantum de 21.341 mii lei, prin tariful reglementat de servicii de sistem, în următoarea perioada tarifară.
Acordul pentru de servicii de consultanţă BEI
Compania informează în data de 23 februarie 2022 acţionarii şi persoanele interesate asupra semnării, cu Banca Europeană de Investiții (BEI), a unui acord de servicii de asistenţă, cu titlu gratuit.
Acordul semnat va reprezenta un pas important în decongestionarea proceselor și accelerarea investițiilor pe care Transelectrica le are prevăzute în Planul de Dezvoltare a Rețelei Electrice de Transport pe 10 ani.
Hotărârea nr. 1 a Adunării Generale Ordinare a Acționarilor Companiei din 25 februarie 2022
În data de 25 februarie 2022 Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor Companiei a emis Hotărârea nr.1 prin care:
s-a stabilit Programul de investiţii pe exerciţiul financiar 2022 şi estimările pentru anii 2023 şi 2024
s-a aprobat Bugetul de venituri şi cheltuieli al Companiei pe anul 2022, precum și estimările pentru anii 2023 și 2024 .
CNTEE TRANSELECTRICA SA
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA 31 DECEMBRIE 2021
(Toate sumele sunt exprimate în mii LEI, dacă nu este indicat altfel)
101
Hotărârea nr. 2 a Adunării Generale Extraordinare a Acționarilor Companiei din 25 februarie 2022
În data de 25 februarie 2022 Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor Companiei a emis Hotărârea nr.2 prin care:
se aproba ieșirea Companiei din acționariatul centrului regional pentru coordonarea siguranței în funcționarea sistemelor electroenergetice din regiunea Europa Sud-Est Selene CC, cu recuperarea integrală a capitalului investit de Companie în această societate până în prezent (50 mii euro).
Situațiile financiare consolidate atașate au fost semnate de către conducere la data de 17 martie 2022:
Directorat,
Gabriel ANDRONACHE
Ștefăniță MUNTEANU
Cătălin-Constantin
NADOLU
Marius-Viorel
STANCIU
Florin-Cristian
TĂTARU
Președinte Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Membru
Directorat
Ana-Iuliana DINU
Director Unitatea Economică și Financiar Administrativă
Cristiana Zirnovan
Manager Departament Bugetare și Raportare Managerială
254900OLXCOUQC90M0362019-12-31254900OLXCOUQC90M0362020-01-01254900OLXCOUQC90M0362021-01-01254900OLXCOUQC90M0362020-12-31254900OLXCOUQC90M0362021-12-31254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:OtherReservesMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:RevaluationSurplusMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:OtherEquityInterestMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember254900OLXCOUQC90M0362021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:OtherReservesMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:RevaluationSurplusMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:OtherEquityInterestMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:SharePremiumMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-012021-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:RetainedEarningsMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:OtherReservesMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:RevaluationSurplusMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:OtherEquityInterestMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:SharePremiumMember254900OLXCOUQC90M0362021-01-01ifrs-full:IssuedCapitalMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:OtherReservesMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:RevaluationSurplusMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:OtherEquityInterestMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:SharePremiumMember254900OLXCOUQC90M0362020-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:RetainedEarningsMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:OtherReservesMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:RevaluationSurplusMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:OtherEquityInterestMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:SharePremiumMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-012020-12-31ifrs-full:IssuedCapitalMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:NoncontrollingInterestsMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:EquityAttributableToOwnersOfParentMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:RetainedEarningsMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:OtherReservesMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:RevaluationSurplusMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:OtherEquityInterestMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:SharePremiumMember254900OLXCOUQC90M0362020-01-01ifrs-full:IssuedCapitalMemberiso4217:RONiso4217:RONxbrli:shares