ELSA IR

Transcriere

1 Prezentarea rezultatelor pentru T Bucuresti, 15 mai

2 Continut Rezultatele financiare pentru primul trimestrul al anului 2019 Informatii cheie la nivelul grupului Segmentul de distributie prezentare generala Segmentul de furnizare prezentare generala Principalele evenimente corporative Anexe 2

3 Structura Grupului Electrica Informatii cheie la nivelul grupului 99,999% 100% Electrica Furnizare (EF) 3,54 mil. consumatori 1 Cota de piata 4 18,92% Venituri: mil. RON EBITDA: (22) mil. RON Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord S.A 1,28 mil. utilizatori 1 Cota de piata 2 11,9% Venituri: 207 mil. RON Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud 1,17 mil. utilizatori 1 Cota de piata 2 13,8% Venituri: 232 mil. RON Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord 1,33 mil. utilizatori 1 Cota de piata 2 14,6% Venituri: 200 mil. RON Electrica Serv (ES) Venituri: 35 mil. RON EBITDA: 10 mil. RON EBITDA: 41 mil. RON EBITDA: 29 mil. RON EBITDA: 20 mil. RON Segmentul de furnizare: 2,4 TWh pe piata de retail in T SDEE Transilvania Nord Segmentul de distributie (T1 2019): 3,78 mil. Utilizatori / suprafata acoperita de km 2 /4,54 TWh de energie electrica distribuita Baza Activelor Reglementate (BAR) 5,3 mld. RON (1.1 mld. EUR) / acordul de concesiune terminandu-se in 2054 (+24,5 ani posibilitate de extindere) Servicii Externe: SE Muntenia SDEE Transilvania Sud SDEE Muntenia Nord Actionar suplimentar in filialele de distributie si furnizare Existenta unor actionar aditionali a fost impusa de necesitatea respectarii prevederilor Art. 10, alin. (3) din Legea nr. 31/1990 privind societatile. Prin urmare: SDTS detine 10 actiuni in SDMN; SDMN detine 10 actiuni in SDTN; SDTN detine 10 actiuni in SDTS; Electrica Serv detine 10 actiuni in EF. Sursa: Datele companiei Situatii financiare consolidate interimare - raportarea pe segmente, ANRE. 1. Consumator = Orice persoana fizica sau entitate legala care a incheiat un contract de cumparare energie electrica, utilizator = Orice producator, operator al sistemului de transport, operator al sistemului de distributie, furnizor, consumator eligibil sau captiv conectat la retea; 2. La 31 decembrie 2017 Cota de piata se bazeaza pe cantitati (Raport ANRE); 3. La 31 martie 2019, asa cum sunt prezentate in sectiunea financiara, convertite din RON in EUR la cursul de inchidere din 31 martie 2019 de 4,7628 pentru elementele din situatia pozitiei financiare si cursul mediu de 4,7351 pentru elementele din situatia profitului sau pierderii; 4. La 31 ianuarie 2019, cota de piata se bazeaza pe cantitati. 3

4 Cadrul general si bazele intocmirii situatiilor financiare Informatii cheie la nivelul grupului Cadrul general Situatiile financiare consolidate istorice au fost intocmite in conformitate cu Standardele Internationale de Raportare Financiara adoptate de Uniunea Europeana (IFRS-EU). Moneda functionala si de prezentare este Leul romanesc (RON). Situatiile financiare interimare consolidate simplificate la data de 31 martie 2019 nu sunt auditate sau revizuite de catre un auditor independent. Incepand cu luna noiembrie 2018, Grupul Electrica cuprinde 7 societati, ca urmare a deconsolidarii a SE Oltenia, dupa falimentul acesteia. Grupul cuprinde doua segmente principale in scopul raportarii pe segmente: distributie (segment care cuprinde 3 companii de distributie si o companie de servicii energetice) si furnizare. Managementul a reevaluat tratamentul contabil folosit pentru acordurile de concesiune ale filialelor sale de distributie, ulterior IPO, si a hotarat adoptarea aplicarii IFRIC 12 la sfarsitul anului Grupul a aplicat retrospectiv schimbarea de politica contabila si a retratat datele pentru perioadele comparabile. Structura Grupului si segmentele de raportare Politicile contabile aplicate in aceste situatii financiare interimare consolidate sunt aceleasi ca cele aplicate in situatiile financiare anuale consolidate la data si pentru exercitiul financiar incheiat la 31 decembrie 2018, exceptand adoptarea noului standard in vigoare de la 1 ianuarie 2019: IFRS 16 Contracte de leasing impune societatilor sa aduca majoritatea contractelor de leasing in bilant intr-un singur model, eliminand distinctia dintre contractele de leasing operationale si cele financiare, pentru care se recunoaste un drept de utilizare al activului si un drept de leasing. Grupul are, in principal, contracte de leasing pentru inchirieri de autovehicule, terenuri, cladiri, fibra optica etc. Fiind permis de catre standard, Grupul a adoptat IFRS 16 de la 1 ianuarie 2019 utilizand metoda retrospectiva modificata - ajustarile cumulate din aplicarea initiala a IFRS 16 au fost recunoscute la 1 ianuarie 2019 in soldul initial al rezultatului reportat, fara a modifica cifrele din perioadele anterioare. La 31 martie 2019, Grupul recunoaste active sub forma drepturilor de utilizare in valoare de 68,4 mil. RON si datorii din leasing in valoare de 69,9 mil. RON aferente contractelor anterioare de leasing operational, din care datorii pe termen scurt in valoare de 39,7 mil. RON si datorii pe termen lung in valoare de 30,2 mil. RON. Sursa: Datele companiei - Situatii financiare interimare consolidate, la 31 martie

5 Sumar situatii financiare consolidate Informatii cheie la nivelul grupului Venituri EBITDA si Marja EBITDA (mil. RON pentru EBITDA si % pentru marja EBITDA) % 14% 12% % Venituri din Certificate Verzi Venituri (fara Certificate Verzi) Rezultat net Pozitie de numerar net Datorie Neta 1 /(Numerar net) 3% 4% 4% (1.018) (960) (670) (295) (41) -3% Sursa: Datele companiei, situatii financiare interimare consolidate 1. Datoria Neta/(Numerar net) se defineste ca imprumuturi bancare + overdrafturi bancare + leasinguri financiare + finantari din acorduri de concesiune numerar si echivalente de numerar - numerar restrictionat - depozite bancare, titluri de stat si obligatiuni guvernamentale. Definitia datoriei nete/(numerarului net) s-a modificat incepand cu raportarea T cu includerea numerarului restrictionat, iar perioadele comparative au fost calculate folosind aceasta noua formula. 5

6 Evolutia EBITDA consolidata si rezultat net consolidat Informatii cheie la nivelul grupului EBITDA Rezultat net Variatie EBITDA consolidata: -117 mil. RON, ca urmare a: Variatiei marjei din energie: -104 mil. RON, in principal din: - 31 mil. RON din segmentul de distributie: -> -47 mil. RON ca urmare a cresterii cheltuielilor cu energia achizitionata pentru acoperirea pierderilor in retea (efect din pret -65 mil. RON, efect din cantitate +18 mil. RON); -> +14 mil. RON crestere a veniturilor din distributia de energie activa: +4 mil. RON efect din cantitati si +10 mil. RON efect generat de cresterea tarifelor de distributie, in special incepand din martie 2019; -> +2 mil. RON cresterea veniturilor din vanzarea de energie pe PE/PZU mil. RON din segmentul de furnizare: -89 mil. RON efect de pret si +16 mil. RON efect de cantitate; variatia semnificativa este determinata de cresterea preturilor de achizitie a energiei electrice, in ritm cu trendul general al pietei de energie. Pierderile din achizitie din primele 3 luni din 2019 pe segmentul reglementat pot fi recuperate in perioadele urmatoare; Alte venituri 1 : -4 mil. RON, in principal ca urmare a reducerii usoare a veniturilor EL SERV si SEM, dar si ca urmare a neincluderii veniturilor SE Oltenia in T1 2019, ca urmare a deconsolidarii acestei filiale; Cheltuieli de mentenanta: -4 mil. RON, in principal ca urmare a unui nivel mai ridicat de lucrari de mentenanta; Alte cheltuieli operationale: -5 mil. RON, ca rezultat al urmatorilor factori: - beneficiile angajatilor au crescut cu 7 mil. RON, in principal ca urmare a modificarii structurii beneficiilor acordate catre angajati; - ajustari de valoare pentru deprecierea creantelor si modificarea provizioanelor: variatie negativa de 14 mil. RON, in principal ca efect al recunoasterii de ajustari de valoare pentru clienti cu dificultati financiare; - scaderea cheltuielilor din exploatare cu 16 mil. RON, in principal ca efect al masurilor de optimizare a costurilor, a aplicarii din 2019 a standardului IFRS 16 Contracte de leasing (reclasificarea unor cheltuieli cu chiriile in cheltuieli cu amortizarea, respectiv cheltuieli cu dobanzile), precum si a recunoasterii in 2018 a unor costuri nerecurente, ce nu au impact in Variatie profit net: -100 mil. RON, din variatia negativa a EBITDA de 117 mil. RON, a cresterii cheltuielilor cu amortizarea activelor -11 mil. RON, in principal din aplicarea IFRS 16 Contracte de leasing, dar si din cresterea valorii investitiilor puse in functiune; a rezultatului financiar negativ de 1 mil. RON, aceste efecte negative fiind usor atenuate de impactul pozitiv al variatiei impozitului pe profit 29 mil. RON. 1. Alte venituri se refera la variatia veniturilor din alte activitati in afara de distributia si furnizarea de energie, precum si la variatia liniei de «Alte venituri» Eventualele diferente de calcul la valorile in mil. RON pot aparea din aproximarea acestora 6

7 Lider pe piata de distributie si furnizare Informatii cheie la nivelul grupului Distributie Furnizare Cantitati distribuite in 2017 Cantitati furnizate in % SDMN 19% SDTS 60% 44,3 TWh 14% SDTN Altii 48,4 TWh Electrica Furnizare Altii 12% 81% Electrica: 40,3% Aria de acoperire de catre reteaua de distributie Cantitati furnizate pe piata reglementata in % 12% km 2 14% 15% SDMN SDTS SDTN Altii 13% 14% 12,4 TWh 41% Electrica Furnizare ENEL * E.ON Energie Romania CEZ Vanzare Electrica: 41% 33% Sursa: Ultimul Raport ANRE 2017 *ENEL face referire la Enel Energie Muntenia si Enel Energie 7

8 Distributie principalele aspecte Baza Reglementata a Activelor (BAR) de mil. RON la finalul T (estimat) km linii de tensiune (7.596 km IT; km MT; km JT); aria de acoperire: km 2, 40,7% din suprafata Romaniei 3,78 mil. utilizatori; 4,54 TWh energie distribuita in T1 2019, in crestere cu 0,5% comparativ cu T Informatii financiare cheie: EBITDA in scadere cu 53 mil. RON, respectiv 34,5%, comparativ cu T1 2018, in principal ca efect al urmatorilor factori: venituri mai mari cu aprox. 28 mil. RON, sau 4,5%, in special din: cresterea cantitatii totale distribuite cu 0,5% (IT -0,8%, MT +0,5% si JT +0,8%) si evolutia pozitiva a tarifelor de distributie, mai ales dupa majorarea de 2,3%, aplicabila de la 1 martie 2019 (din cele 28 mil. RON, aprox. 10 mil. RON au impact in rezultat, veniturile ramase neavand impact semnificativ in marja, intrucat sunt recunoscute in legatura cu investitiile in retea, si sunt compensate aproape integral de cheltuiala aferenta); cresterea costurilor cu energia necesara pentru acoperirea CPT cu 47 mil. RON, in principal din cresterea pretului de achizitie a energiei electrice, efect negativ partial atenuat de reducerea cantitatii de energie electrica necesara; cresterea beneficiilor angajatilor cu 11 mil. RON, ca urmare a modificarii structurii de beneficii acordate angajatilor; impactul negativ al ajustarilor de valoare de 5 mil. RON, recunoscute in principal pentru clientii cu dificultati financiare. Profitul net mai mic cu 55 mil. RON, adaugand la evolutia EBITDA cresterea cheltuielilor cu amortizarea de 6 mil. RON (ca urmare a aplicarii IFRS 16 Contracte de leasing, dar si a cresterii investitiilor puse in functiune), cresterea costurilor financiare cu 12 mil. RON, si impactul pozitiv al evolutiei impozitului pe profit, de 16 mil. RON, evolutie in linie cu rezultatul brut. Datoria neta a crescut comparativ cu decembrie 2018, fiind in principal efectul net al cresterii semnificative a overdraft-urilor bancare (133,5%), al impactului din leasing financiar din aplicarea IFRS 16 Contracte de leasing, si al scaderii numerarului si echivalentelor de numerar (34,9%). Segmentul de distributie prezentare generala Venituri EBITDA Rezultat net 205 Datorie neta/ (Numerar net) (21) Sursa: Datele companiei, Situatii financiare interimare consolidate Raportarea pe segmente 1. Datoria Neta/ (Numerar net) se defineste ca imprumuturi bancare + overdrafturi bancare + leasinguri financiare + finantari din acorduri de concesiune numerar si echivalente de numerar - numerar restrictionat - depozite bancare, titluri de stat si obligatiuni guvernamentale. 8

9 SDTN Prezentare generala Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Nord (SDTN) este o filiala de distributie a Electrica cu sediul in Cluj-Napoca BAR de mil. RON la finalul T (estimat) Cota de piata la nivel national (in functie de cantitati): 11,9% (Raport ANRE 2017) Aria de acoperire: km 2 ; utilizatori: 1,28 mil. (T1 2019) Informatii financiare cheie: EBITDA mai mica cu 21 mil. RON, sau 34%, in principal ca urmare a: majorarii veniturilor din distributia de energie electrica cu aprox. 4 mil. RON, atat ca efect al cresterii cantitatii de energie distribuita in medie cu 2,6%, cat si a tarifelor de distributie mai mari (in special pe nivelul de joasa tensiune, unde se inregistreaza si cea mai mare cantitate de energie distribuita, si cel mai ridicat tarif de distributie); cresterii costurilor cu achizitia de energie necesara pentru acoperirea CPT cu 20 mil. RON, ca urmare a majorarii pretului de achizitie cu 48,3% comparativ cu T1 2018, efect negativ partial redus de scaderea cantitatii de energie necesara acoperirii CPT; cresterii salariilor si a altor beneficii pentru angajati cu 4 mil. RON, ca efect al modificarii structurii de beneficii acordate angajatilor. Rezultatul net mai mic cu 19 mil. RON, la evolutia EBITDA fiind adaugate cresterea cheltuielilor cu amortizarea si ajustarile de valoare cu 1,4 mil. RON, majorarea rezultatului financiar negativ cu 3,7 mil. RON si impactul pozitiv al variatiei impozitului pe profit de 7 mil. RON. Cresterea datoriei nete comparativ cu decembrie 2018 a fost generata in principal de majorarea overdraft-urilor bancare cu 72 mil. RON. Cifre financiare cheie Venituri EBITDA Rezultat net 64 Segmentul de distributie prezentare generala Datorie neta/ (Numerar net) (2) Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1 Datoria Neta/(Numerar net) se defineste ca imprumuturi bancare + overdrafturi bancare + leasinguri financiare + finantari din acorduri de concesiune numerar si echivalente de numerar - numerar restrictionat - depozite bancare, titluri de stat si obligatiuni guvernamentale. 9

10 SDTN (Continuare) Segmentul de distributie prezentare generala Cost CPT CPT (GWh) CPT (%) 10,43% 10,34% 9,86% 12,99% 9,86% 9,86% 9,47% 12,14% Reg. Realizat Reg. Realizat Reg. Realizat Reg. Realizat Capex Cantitati distribuite (TWh) Joasa Tensiune Medie Tensiune Inalta Tensiune 5,28 0,58 5,49 0,65 1,95 2, Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1,40 1,44 2,75 0,14 0,16 2,79 0,52 0,54 0,74 0,75 10

11 SDTS Segmentul de distributie prezentare generala Prezentare generala Societatea de Distributie a Energiei Electrice Transilvania Sud (SDTS) este o filiala de distributie a Electrica cu sediul in Brasov Cota de piata la nivel national (in functie de cantitati): 13,8% (Raport ANRE 2017) BAR de mil. RON la finalul T (estimat) Aria de acoperire: km 2 ; Utilizatori: 1,18 mil. (T1 2019) Informatii financiare cheie: Scaderea EBITDA cu 20,5 mil. RON, sau 41,2%, comparativ cu T1 2018, a fost generata in principal de: cresterea costurilor cu achizitia de energie necesara pentru acoperirea CPT cu 13 mil. RON, ca urmare a majorarii pretului de achizitie cu 38% comparativ cu T1 2018, efect negativ partial redus de scaderea cantitatii de energie necesara pentru acoperirea CPT; cresterea salariilor si a altor beneficii acordate angajatilor cu 5 mil. RON, ca efect al modificarii structurii de beneficii acordate acestora; cheltuieli cu reparatii si intretinerea mai mari cu 5 mil. RON, precum si scaderea altor cheltuieli de exploatare cu 1 mil. RON. Rezultatul net e in scadere cu 19 mil. RON, fata de T1 2018, avand o evolutie in linie cu EBITDA, aditional influentata de majorarea rezultatului financiar negativ cu 3 mil. RON, cresterea cheltuielilor cu amortizarea cu 1 mil. RON, impactul negativ al ajustarilor de valoare pentru imobilizari de 4 mil. RON, si de efectul favorabil generat de reducerea valorii impozitului pe profit cu 6 mil. RON. Cresterea pozitiei datoriei nete comparativ cu decembrie 2018 este rezultatul scaderii numerarului si echivalentelor de numerar (cu 84%) si al cresterii semnificative a overdraft-urilor bancare (cu 123%). Cifre financiare cheie Venituri EBITDA Rezultat net Datorie neta/ (Numerar net) (8) Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1. Datoria Neta/(Numerar net) se defineste ca imprumuturi bancare + overdrafturi bancare + leasinguri financiare + finantari din acorduri de concesiune numerar si echivalente de numerar - numerar restrictionat - depozite bancare, titluri de stat si obligatiuni guvernamentale. 11

12 SDTS (Continuare) Segmentul de distributie prezentare generala Cost CPT CPT (GWh) CPT (%) 10,55% 10,19% 10,17% 13,33% 10,17% 10,08% 9,36% 11,67% Reg. Realizat Reg. Realizat Reg. Realizat Reg. Realizat Capex Cantitati distribuite (TWh) Joasa Tensiune Medie Tensiune Inalta Tensiune 6,09 6,26 1,00 1,03 2,52 2, Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1,60 1,62 0,23 0,24 2,57 0,66 2,58 0,66 0,70 0,72 12

13 SDMN Prezentare generala Segmentul de distributie prezentare generala Societatea de Distributie a Energiei Electrice Muntenia Nord (SDMN) este o filiala de distributie a Electrica cu sediul in Ploiesti Cota de piata la nivel national (in functie de cantitati): 14,6% (Raport 2017 ANRE) BAR de mil. RON la finalul T (estimat) Aria de acoperire: km 2 ; utilizatori: 1,33 mil. (T1 2019) Informatii financiare cheie: Scaderea EBITDA cu 13,4 mil. RON, sau 40,5%, comparativ cu T1 2018, a fost generata in principal de: cresterea costurilor pentru achizitia de energie electrica necesara acoperirii CPT cu 14 mil. RON, in principal ca urmare a majorarii pretului de achizitie a energiei cu 35,6%, impact partial redus de scaderea cantitatii necesare acoperirii CPT. Profitul net a inregistrat o reducere de 14 mil. RON, in linie cu EBITDA, aditional influentata de majorarea rezultatului financiar negativ cu 4 mil. RON, de variatia neta pozitiva a cheltuielilor cu amortizarea si ajustarile de valoare de 0,5 mil. RON, si de impactul pozitiv al variatiei impozitului pe profit de 2 mil. RON Datoria neta a crescut semnificativ fata de decembrie 2018, in principal ca urmare a contractarii de overdrafturi bancare de 95 mil. RON (sold la T1 2019) si a scaderii soldului de numerar si echivalente de numerar cu 15 mil. RON. Cifre financiare cheie Venituri EBITDA Rezultat net Datorie neta/ (Numerar net) (1) (13) (15) (43) Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1. Datoria Neta/ (Numerar net) se defineste ca imprumuturi bancare + overdrafturi bancare + leasinguri financiare + finantari din acorduri de concesiune numerar si echivalente de numerar - numerar restrictionat - depozite bancare, titluri de stat si obligatiuni guvernamentale. 13

14 SDMN (Continuare) Segmentul de distributie prezentare generala Cost CPT CPT (GWh) CPT (%) 9,55% 11,31% 9,16% 15,17% 9,16% 11,71% 10,57% 14,01% Reg. Realizat Reg. Realizat Reg. Realizat Reg. Realizat CAPEX Cantitati distribuite (TWh) 6,45 1,52 Joasa Tensiune Medie Tensiune Inalta Tensiune 5,91 0,74 2,21 2, Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1,52 1,48 2,72 0,20 0,17 2,78 0,57 0,56 0,75 0,75 14

15 Electrica Serv Prezentare generala Electrica Serv, o filiala detinuta in totalitate de ELSA, furnizeaza servicii de reparatii si alte servicii conexe domeniului energetic catre terti si diverse servicii catre companiile din grup (inchiriere auto, inchiriere cladiri etc.) EBITDA a crescut in T comparativ cu T cu 2 mil. RON, in principal datorita reducerii cheltuielilor de exploatare (scadere de 51%, ca urmare a reducerii cheltuielilor privind marfurile cu 3 mil. RON, a cheltuielilor din declasarea stocurilor inregistrate in T in suma de aprox. 7 mil. RON, cheltuieli care nu au echivalent in perioada curenta), acest efect fiind anulat partial de scaderea veniturilor cu 7 mil. RON. Profit net mai mic cu 2 mil. RON, in principal ca urmare a aplicarii standardului IFRS 16 Contracte de leasing incepand cu 1 ianuarie 2019, care a condus la majorarea costurilor financiare. Venituri Segmentul de distributie prezentare generala Profit net EBITDA Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 15

16 Piata de furnizare Aspecte cheie Piata de furnizare consta in segmentele reglementat si concurential: Segmentul reglementat cuprinde 5 furnizori de ultima instanta obligati (FUI), integrati in acelasi grup cu operatorii de distributie corespunzatori; Segmentul concurential cuprindea 85 jucatori la ianuarie 2019, 75 dintre acestia avand o cota de piata de sub 4%. Segmentul de furnizare prezentare generala Cota de piata pe total - Ianuarie 2019 Electrica Furnizare 18,92% Altii (<4% individual) 25,59% In 2018, Electrica Furnizare a fost cel mai mare furnizor din Romania pe segmentul de clienti casnici din punct de vedere al cantitatilor furnizate si cel mai mare furnizor din Romania din punct de vedere al numarului de clienti deserviti. EFSA este FUI obligat pe zonele deservite de operatorii de distributie din cadrul Grupului Electrica. Incepand cu 1 martie 2019, este FUI optional pentru celelalte zone ale Romaniei. Cota de piata in ianuarie 2019 era de 49,01% pe segmentul reglementat (FUI) si de 10,75% pe segmentul concurential. 2 Numar de clienti in 2018 (milioane) 4,44 TWh Tinmar Energy 4,13% Alro 4,21% OMV Petrom 4,22% Getica 95 COM 4,26% CEZ Vanzare 7,71% 2 Volumele furnizate in 2018 (TWh) ENEL 21,36% E.ON Energie Romania 9,60% Electrica Furnizare 3,32 0,22 3,54 Electrica Furnizare 4,62 3,92 8,54 ENEL¹ 2,77 0,19 2,96 ENEL¹ 4,59 5,79 10,38 EON 1,30 0,09 1,39 EON 0,441,52 3,42 4,94 CEZ 1,31 0,09 1,40 CEZ 1,74 0,49 1,68 3,42 Casnic Non-casnic Casnic Non-casnic Sursa: Raport ANRE ianuarie 2019, Rapoarte de performanta publicate de catre fiecare FUI (ultimele date disponibile) 1. ENEL face referire la Enel Energie Muntenia si Enel Energie 2. La data intocmirii documentului, datele privind numarul de clienti si volumele furnizate la T nu sunt disponibile la nivel de furnizor. 16

17 Segmentul de furnizare Prezentare generala Electrica Furnizare este filiala de furnizare a Electrica Cota de piata: 18,92% (Raport ANRE ianuarie 2019) Consumatori: 3,54 mil. (martie 2019) Informatii financiare cheie: Scadere semnificativa in EBITDA, in principal din cauza urmatorilor factori: Costurile de achizitie a energiei electrice pentru furnizare si echilibrare sunt mai mari comparativ cu aceeasi perioada din 2018, ca urmare a cresterii preturilor energiei pe pietele OPCOM si a volatilitatii acestora in T1 2019; Pretul de achizitie de referinta stabilit de ANRE pentru segmentul reglementat pentru lunile ianuarie si februarie 2019 nu a acoperit pretul de achizitie a energiei electrice efectiv realizat, ceea ce a generat pierderi. Insa, prin OUG nr. 114/2018, a fost stabilit cadrul legal prin care aceste pierderi se pot recupera in perioada urmatoare (intre 1 martie 2019 si 28 februarie 2022). Profitul net in scadere cu 59 mil. RON, evolutie in linie cu EBITDA si influentat de cresterea preturilor energiei electrice pe piata angro; Segmentul de furnizare prezentare generala Acoperire Electrica Furnizare Piata Concurentiala Piata reglementata Cifre financiare cheie Venituri Certificate Verzi Venituri Nete EBITDA Rezultat net Marja EBITDA EBITDA Marja Profit Net Profit Net 4,77% 3,74% 3,43% 2,70% Datoria neta/(numerar net) T T ,23% ,76% 0,03% T ,62% -20 T (219) (256) (244) (232) Sursa: Datele companiei, Situatii Financiare Interimare Consolidate Raportarea pe segmente 1. Datoria Neta/(Numerar net) se defineste ca imprumuturi bancare + overdrafturi bancare + leasinguri financiare + finantari din acorduri de concesiune numerar si echivalente de numerar - numerar restrictionat - depozite bancare, titluri de stat si obligatiuni guvernamentale. 17

18 Furnizare aspecte cheie Cantitati de energie electrica furnizate pe piata de retail (TWh) Segmentul de furnizare prezentare generala Numar de consumatori Consumatori (mii) Reglementata Concurentiala Reglementata Concurentiala 9,2 8, ,2 3, ,0 2,3 1,0 1,3 4,9 2,4 1,1 1, T T T T Consumatori in functie de cantitati (T1 2019) Consumatori in functie de venituri 1 (T1 2019) Concurentiala, 43% Concurentiala, 35% Reglementata, 57% Reglementata, 65% Sursa: Datele Companiei 1. Numai portiunea aferenta vanzarii cu amanuntul 18

19 Distribuirea de dividende Dividendele brute distribuite ( ) Dividende Dividendul brut pe actiune (RON) si Randamentul dividendului (%) 291,6 6,9% 244,7 251,4 245,4 247,5 6,1% 0,7217 0,8600 5,2% 7,3% 6,5% 0,7415 0,7237 0, Rata de distribuire a dividendelor ( ) 100% 100% 100% 96% 87% Note Rata de distribuire a dividendelor este calculata ca Dividende brute / Profitul Net distribuibil ca dividende, unde Profitul Net distribuibil ca dividende este Profitul net potrivit situatiilor financiare individuale ale Electrica SA, mai putin rezervele legale - Randamentul dividendului (%) este calculat ca Dividend brut pe actiune / Pretul de inchidere al actiunii pe BVB la fiecare ex-date - Pentru 2018, randamentul dividendului e calculat in functie de pretul de inchidere din 3 mai 2019 * In 2015, Profitul net distribuibil ca dividende a inglobat o suma de 5,7 mil. RON reprezentand rezultat reportat din 2014 ** Profitul net distribuibil in suma totala de 283,07 mil. RON; din aceasta suma, s-a aprobat ca 35,57 mil. RON sa se distribuie la Alte rezerve * ** Sursa: BVB, datele companiei 19

20 Principalele evenimente corporative Evenimente corporative relevante in T1 2019, pana in prezent Adunari Generale ale Actionarilor: AGOA din data de 7 februarie 2019 actionarii au ales, prin metoda votului simplu, trei membri ai Consiliului de Administratie al Societatii ca urmare a vacantarii pozitiilor de membru al Consiliului de Administratie, in urma renuntarii la mandat din partea dnei. Arielle Marie Malard de Rothschild, dlui. Willem Jan Antoon Henri Schoeber si dnei. Elena Doina Dascalu. Astfel, cei trei noi membri alesi sunt dl. Radu Mircea Florescu, dl. Dragos Andrei si dl. Niculae Havrilet, cu mandat pana la 27 aprilie Evenimente relevante in materie de guvernanta corporativa in T1 2019, pana in prezent AGOA din data de 25 aprilie 2019 actionarii ELSA au aprobat, in principal, urmatoarele: Situatiile financiare anuale auditate pentru 2018 si bugetul de venituri si cheltuieli pentru 2019 ale ELSA, atat la nivel individual cat si la nivel consolidat; Repartizarea profitului aferent 2018, valoarea totala a dividendelor brute 247,51 mil. RON; dividend brut/actiune 0,73 RON; data de inregistrare 7 iunie 2019; ex-date 6 iunie 2019; data platii 24 iunie 2019; Descarcarea de gestiune a membrilor Consiliului de Administratie al Electrica pentru exercitiul financiar 2018; Si au respins Politica de Remunerare si forma propusa a contractului de mandat ale membrilor CA al ELSA, precum si Limitele de remuneratie pentru directorii executivi ai ELSA. AGEA din data de 25 aprilie 2019 actionarii ELSA au aprobat declansarea operatiunii de majorare a capitalului social al ELSA prin aport in natura al statului, cu un numar de 9 (noua) terenuri in suprafata totala de ,46 mp, precum si delegarea catre CA ELSA a competentelor privind aceasta majorare. Principalele hotarari ale Consiliului de Administratie in T1 2019, pana in prezent: Comitetele Consiliului de Administratie componenta aprobata in data de 18 februarie 2019, valabila pana la data de 31 decembrie 2019: Comitetul de Strategie si Guvernanta Corporativa: Dl. Valentin Radu Presedinte; Dl. Dragos Andrei Membru; Dl. Niculae Havrilet Membru; Comitetul de Audit si Risc: Dna. Ramona Ungur Presedinte; Dl. Bogdan George Iliescu Membru; Dl. Radu Florescu Membru; Comitetul de Nominalizare si Remunerare: Dl. Bogdan George Iliescu Presedinte; Dl. Gicu Iorga Membru; Dl. Valentin Radu Membru. Modificarea Managementului Executiv: 23 ianuarie 2019 CA a hotarat numirea dnei. Georgeta Corina Popescu in calitate de Director General (anterior Director General interimar din 1 noiembrie 2018) si a dnei. Bibiana Constantin in calitate de director executiv al Directiei Resurse Umane, ambele mandate incepand cu data de 1 februarie 2019, pe o perioada de patru ani. 14 mai CA a hotarat numirea dlui. Mircea-Toma Modran in calitate de Director IT&C, incepand cu data de 1 iunie 2019, pe o perioada de patru ani. Politici guvernanta corporativa: Versiune revizuita a Politicii privind Tranzactiile cu Partile Afiliate a fost publicata pe website-ul companiei in data de 14 ianuarie Alte evenimente: 19 februarie 2019 Aprobarea CA a Planului de investitii consolidat (CAPEX) al Grupului Electrica pentru anul 2019, in suma totala de 739 mil. RON (710 mil. RON reprezentand planul de investitii (CAPEX) al filialelor de distributie). 3 aprilie 2019 Tribunalul Bucuresti a constatat inchiderea procedurii de insolventa si a dispus luarea tuturor masurilor pentru reinsertia Servicii Energetice Muntenia in activitatea de afaceri. 20

21 Alte evenimente relevante in T1 2019, pana in prezent Principalele evenimente corporative Contracte intragrup: Beneficiar Obiect contract Valoare (mii RON) Data intrare in vigoare Data expirare Litigii intragrup: 19 martie 2019: ELSA a anuntat faptul ca SDTS a depus la Tribunalul Brasov o actiune in pretentii (dosar nr. 4469/62/2018), pentru obligarea ELSA la plata: SDTN apr sept 2019 Prestare servicii in cadrul SDMN mar aug 2019 sistemului AMR SDTS ian dec ,95 mil. RON - contravaloare servicii achitate de SDTS si neefectuate de ELSA, in perioada , in baza contractelor de consultanta, de mandat si de prestari servicii incheiate intre parti, astfel cum s-a constatat de catre Curtea de Conturi dobanzii legale calculate de la data platii pana la data restituirii efective, precum si a diferentei dintre contravaloarea serviciilor achitate de SDTS si neefectuate de ELSA si valoarea acestora actualizata cu rata inflatiei, pentru perioada dintre data platii si data actiunii. Alte evenimente relevante in T1 2019, pana in prezent 19 martie 2019: ELSA a anuntat faptul ca EFSA a depus la Tribunalul Bucuresti o actiune in pretentii (dosar nr. 2869/3/2019), pentru obligarea ELSA la plata: 17,27 mil. RON - contravaloare facturi achitate de EFSA in lipsa unor documente justificative, astfel cum s-a retinut de catre Curtea de Conturi; 3,21 mil. RON - dobanzi legale, datorate incepand cu data la care ELSA a incasat sumele de bani si pana la data de 31 martie 2019; dobanzilor legale calculata de la data de 31 martie 2019 pana la data pronuntarii unei hotarari judecatoresti executorii si a dobanzii legale penalizatoare calculate de la data pronuntarii unei hotarari judecatoresti executorii pana la achitarea efectiva a debitului principal. 3 mai 2019: ELSA a anuntat faptul ca EFSA a depus la Tribunalul Bucuresti o actiune in pretentii (dosar nr. 6665/3/2019) pentru obligarea ELSA la plata: 6,23 mil. RON - pretentii conform celor constatate de Curtea de Conturi; 0,79 mil. RON - dobanda legala, calculata de la data la care ELSA a incasat sumele pana la data de 31 martie 2019; dobanzii legale calculata de la data de 31 martie 2019 pana la pronuntarea unei hotarari judecatoresti executorii si dobanzii legale calculata de la data pronuntarii hotararii judecatoresti executorii pana la data platii efective a debitului principal. Alte litigii: Ianuarie 2019: ELSA, impreuna cu filialele de distributie, au formulat in instanta cereri de anulare a ordinelor ANRE de stabilire a tarifelor reglementate pentru distributia energiei electrice si a fost solicitata obligarea ANRE la recunoasterea sumelor nerecunoscute in tariful aferent anului 2019 si la includerea acestor sume in calculul tarifelor din anul urmator solutionarii definitive a litigiilor. Aprilie 2019: Inalta Curte de Casatie si Justitie a respins definitiv cererea de suspendare a Deciziei Consiliului Concurentei nr. 77/20 decembrie 2017, prin care societatea a fost amendata cu suma de 10,8 mil. RON, pana la solutionarea definitiva a dosarului 3889/2/2018, in care ELSA a solicitat anularea sanctiunii ca nelegala si neintemeiata si, in subsidiar, reducerea cuantumului amenzii. 21

22 14,79 15,21 15,56 31,54 33,08 33,84 18,73 18,16 18,58 20,29 20,27 20,75 41,38 41,84 42,82 40,09 39,83 40,77 109,38 114,18 97,24 98,67 116,80 100,98 100,42 100,21 102,56 Evenimente importante de reglementare Segmentul de distributie Anexe Reglementari tarife distributie PR4 Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie pentru PR4 a fost aprobata prin Ordinul ANRE nr.169/18 septembrie 2018 si modificata prin Ordinul ANRE nr. 193/18 decembrie 2018 RRR a fost aprobata prin Ordinul ANRE nr. 168/17 septembrie 2018 (5,66% pentru BAR existent si 6,66% pentru investitii RED noi PR4) OUG 19/2019 intrat in vigoare in data de 29 martie 2019 a modificat Legea energiei, cu impact asupra OD: Aprobarea RRR de 6,9% in perioada pentru operatorii de retea energie electrica si gaze naturale; ANRE are obligatia sa modifice reglementarile pentru punerea în aplicare a prevederilor, in termen de 60 de zile de la data intrarii in vigoare a OUG nr. 19/2019 Tarife de distributie aprobate pentru 2019 in decembrie 2018 (cu aplicare din 1 ianuarie 2019) si modificate in februarie 2019 (cu aplicare din 1 martie 2019 pentru luarea in calcul a contributiei banesti catre ANRE) Tarife Inalta tensiune (RON/MWh) Tarife Medie tensiune (RON/MWh) Tarife Joasa tensiune (RON/MWh) Segmentul de Distributie SDMN SDTN SDTS SDMN SDTN SDTS Jan 2019 Mar SDMN SDTN SDTS Calendar de implementare a sistemelor de masurare inteligenta (SMI) la nivel national aferent perioadei ANRE a aprobat Decizia nr.778/8 mai 2019 pentru aprobarea Calendarului de implementare SMI la nivel national, aferent perioadei ; Pentru OD Electrica au fost aprobate intocmai valorile solicitate la ANRE. Cadrul de reglementare tarife distributie dezbatere publica in perioada 18 aprilie 3 mai 2019: Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie - ANRE a propus modificari: (i) se elimina stimulentul de RRR de 1% pentru investitii RED noi; (ii) corectiile aferente RRR de 6,9% se aplica, prin liniarizarea venitului, incepand cu 1 ianuarie De asemenea, se propune abrogarea Ordinului nr. 168/2018 de stabilire RRR la 5,66%; Nota: Tariful de distributie a energiei electrice utilizat pentru facturare se calculeaza prin insumarea tarifelor specifice pentru serviciul de distributie a energiei electrice in functie de nivelul de tensiune din punctul de delimitare a instalatiilor electrice apartinand operatorului de distributie concesionar de cele ale clientului final 22

23 Schimbari in metodologia de reglementare distributie Anexe Venitul reglementat si calculul tarifului 1 Opex 1 Contr. 2 Opex Necontr En. Reactiva Venit Cost CPT Amortizare RRR 2 & 95% profit Reglementat din alte activ. 8 Tarif 7 9 Venit Reglementat Cantitati Previzionate 1 Opex Controlabil 2 Opex Necontrola bil Punctul de start se aproba de catre ANRE pe baza analizei comparative intre OD Costurile de operare si mentenanta (fara costurile cu personalul si securitatea muncii) sunt supuse unui factor de eficienta (Xeff) de 2%; 40% din castigul de eficienta pentru operare va fi pastrat de OD; castigul de eficienta luat in considerare este de maxim 5% Corectii anuale intre valorile prognozate si cele realizate Impozite, redevente, taxe, conditii meteo deosebite Corectii anuale datorate deviatiilor intre valorile realizate si cele prognozate. 5 RRR 6 En. Reactiva & Profit din alte activ. 7 Venit Reglementat Se stabileste de ANRE pe baza parametrilor RRR pentru activitatea de distributie; incepand cu 2019 RRR = 5,66% pentru BAR existent si 6,66% pentru investitii noi in RED Anual se corecteaza deviatiile intre valorile realizate si cele prognozate ale veniturilor din energia reactiva si profitului aferent altor activitati care excede 5% Venitul reglementat urmareste sa asigure ca distribuitorii (i) au capacitatea sa finanteze investitiile si (ii) sunt incurajati sa creasca eficienta 3 Cost CPT Programul de reducere CPT se aproba de ANRE corelat cu programul de investitii Tintele CPT la inceputul PR se aproba de ANRE pe fiecare nivel de tensiune ca minim realizat in PR anterior; eficienta CPT: 25% (IT si MT) si 50% (JT) se pastreaza de OD la sfarsitul perioadei doar daca se realizeaza eficienta in fiecare an Recunoasterea preturilor CPT este limitata la un pret de referinta stabilit pe baza preturilor realizate de OD si OTS 8 Tarif Tariful de distributie este aprobat de catre ANRE Fiecare operator de distributie are tarife unice Diferentiere pe fiecare nivel de tensiune (joasa, medie si inalta) Tarifele specifice de distributie sunt limitate la cresteri anuale <10%; iar tariful mediu ponderat < 7% 4 Amortizare Pe baza amortizarii istorice si a noilor investitii Amortizare liniara pe 25 de ani a activelor BAR initial si durata de viata utila a noilor active BAR de cel putin 18 ani Amortizarea anului de PIF se recunoaste ex-post 9 Cantitati Previzionate Cantitatea de energie electrica ce urmeaza a fi distribuita anual pe fiecare nivel de tensiune se prognozeaza de OD la inceputul fiecarei perioade de reglementare; Daca deviatia cantitatii realizate este mai mare de 3% fata de cantitatea prognozata, ANRE corecteaza proiectia de tarife 1. Opex Costuri de operare si mentenanta 2. RRR Rata reglementata a rentabilitatii 23

24 Schimbari in metodologia de reglementare distributie Anexe Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie Sumar PR4 vs PR3 1 2 Rentabilitate RRRxBAR Amortizare PR3 RRR (7,7%) aplicat la BAR. BAR include valoarea neta reglementata a BAR initial si a investitiilor noi la care se adauga investitiile prognozate Amortizare reglementata Amortizare liniara: BAR initial - 25 ani, PIF noi 18 ani PR4 RRR (5,66 %) la care sa adauga un supliment de 1% pentru investitii PR4 in RED; BAR diminuat cu mijloacele fixe iesite din BAR initial in perioada Amortizare reglementata Recunoastere ex-post pentru amortizarea anului de PIF 3 OPEX OPEX Controlabil se supune eficientei de 1,75%. 50% din castigul de eficienta se aloca clientilor la sfarsitul perioadei. OPEX Necontrolabil pass-through OPEX Controlabil Doar o parte se supune eficientei de 2%; 60% din castigul de eficienta pentru operare se aloca anual clientilor. OPEX Necontrolabil pass-through, dar nu include impozitul pe monopol 4 CPT CPT - Tinte fixate de ANRE pe tensiuni, castigul de eficienta se acorda la sfarsitul perioadei. Pret CPT recunoscut in limita unui pret referinta (80% PCCB & 20% PZU) CPT - Tinta 2019 stabilita ca minim realizat PR3, diminuare tinta CPT JT de 15%-25%. Pret CPT recunoscut in limita unui pret referinta stabilit pe baza comparatiei intre OD & OTS. 5 NFRR NFRR calculat cu formula: NFRR=1/12 Opex RRR NFRR s-a eliminat din venitul reglementat 6 7 Venit energie reactiva Corectii Venit energie reactiva si profit alte activitati - Diminueaza venitul reglementat aprobat; 50% din profit alte activitati se aloca clientilor Corectii anuale generate de deviatia intre prognoza si aprobat (cantitati de energie, CPT pret si cantitate, costuri necontrolabile), Investitii daca Realizat <80% Plan Venit energie reactiva si profit alte activitati - Diminueaza venitul reglementat aprobat; ce depaseste 5% profit din alte activitati se aloca clientilor Corectii anuale generate de deviatia intre prognoza si aprobat (cantitati de energie, CPT pret si cantitate, necontrolabile, costuri controlabile, investitii) 8 Venit reglementat 24

25 Schimbari in metodologia de reglementare distributie Anexe Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie Elemente comparative PR4 vs PR3 BAR & Investitii Metodologie PR3 Metodologie PR4 BAR 1. BAR include: active utilizate pentru serviciul de distributie 2. BAR nu include: terenuri, active circulante (cu exceptia licentelor si brevetelor), active puse in conservare sau stocuri 3. BAR initial nu se reduce cu mijloacele fixe scoase din gestiune dupa anul BAR actualizat cu RI - incepand cu PR4, valoarea BAR nu se mai actualizeaza cu RI 1. BAR include: active utilizate pentru serviciul de distributie, care sunt inregistrate in contabilitatea OD ca mijloace fixe si sunt identificabile fizic in mod individual. 2. BAR nu include: a. terenuri, active circulante (cu exceptia licentelor si brevetelor), active puse in conservare sau stocuri. b. mijloace fixe inchiriate /comodat de la terti sau cedate tertilor prin inchiriere/comodat (cu exceptia stalpilor). 3. BAR initial se reduce cu mijloace fixe scoase din gestiune in perioada BAR actualizat cu RI daca diferenta intre BAR si VNC < 5% Rentabilitate (RRR x BAR) 1. RRR = 7,7% aplicat la BAR 2. RRR = 4,7% aplicat pentru mentenanta capitalizata (~10% Plan investitii) 1. RRR = 5,66 % aplicata la BAR existent RRR = 6,66% aplicata la investitiile RED PIF PR4 (Investitii RED ~90% plan investitii) Amortizare 1. Durata reglementata medie - 18 ani 1. Durata reglementata medie - 18 ani 2. Amortizare prognozata anul PIF = 0 Investitii 1. Corectii anuale - daca valoarea investitiilor realizate <80% Plan 1. Corectii anuale - daca valoare investitii realizate < Plan 2. Plan investitii anual amortizare reglementata anuala 25

26 Schimbari in metodologia de reglementare distributie Anexe Metodologia de stabilire a tarifelor de distributie Elemente comparative PR4 vs PR3 Opex & CPT Metodologie PR3 Metodologie PR4 OPEX Controlabil (OpexC) 1. OpexC 2019 se stabileste pe baza de formula (aprobat ½ din media eficientei realizate PR3) 2. Costurile controlabile sunt supuse unui factor de eficienta anual de 1,75% (Xeff) 3. 50% din castigurile de eficienta se aloca clientilor la sfarsitul PR3. 1. OpexC 2019 nu se stabileste pe baza de formula ci prin analiza comparativa, poate fi ajustat la solicitarea justficata a OD. 2. Costurile controlabile se clasifica in: mentenanta si operare li se aplica Xeff = 2% personal si SSM nu li se aplica Xeff 3. Castiguri de eficienta pentru operare: intre 2% si 5%: 60% se aloca clientilor anual; ce depaseste 5% se aloca integral clientilor 4. Corectii anuale cand realizarile difera de prognoza 5. Criterii de prudenta pentru recunoasterea costurilor realizate. Necontrolabil Impozitul pe monopol se recunoaste in costuri. Impozitul pe monopol nu se recunoaste in costuri. CPT 1.Tinta anuala stabilita pe niveluri de tensiune pe baza solicitarilor justificate de OD. 2. Castig de eficienta se acorda OD la sfarsitul perioadei: 25% pentru IT si MT si 50% pentru JT, daca OD a fost eficient in fiecare an. 3. Pret CPT recunoscut, determinat pe baza unui pret de referinta: 80% PCCB si 20% PZU, si ajustare a pretului de referinta cu 2%, sau 4% in cazuri exceptionale. NFRR Necesar de fond de rulment (NFRR) NFRR=1/12 Opex RRR S-a eliminat 1.Tinta CPT: CPT referinta PR4 (CPT ref) = minim intre: tinta JT stabilita pentru 2018 CPT % JT realizat in PR3. CPT JT ( ) reducere liniara intre 25% si 15 %, in functie de CPT ref (cuprins intre 15% 13%); 2. Castig de eficienta se acorda la sfarsitul perioadei : 25% pentru IT si MT si 50% JT, daca OD a fost efficient in fiecare an; 3. Pret CPT prognozat PR4 = medie intre OD si OTS (S si S1 2018). realizat recunoscut = minim pret realizat de OD si pret de referinta = medie preturi realizate de OD si OTS, limitat la 5% cantitate PE Profit alte activitati OD pastreaza 50% din profit OD poate pastra profit din alte activitati in limita unei marje de 5% Informatii suplimentare referitoare la impactul modificarilor metodologice si legislative asupra activitatii de distributie se pot gasi in prezentarea disponibila la link-ul urmator: 26

27 Evenimente importante de reglementare Segmentul de furnizare Anexe Legislatie primara cu impact major in activitatea de furnizare Activitatea de furnizare - legislatie secundara 2019 OUG nr. 114/2018 privind instituirea unor masuri in domeniul investitiilor publice si a unor masuri fiscal-bugetare, completata prin OUG nr. 19/2019: Contributia baneasca perceputa de la titularii de licente in domeniul energiei electrice este egala cu 2% din cifra de afaceri realizata de acestia din activitatile ce fac obiectul licentelor acordate de ANRE; Pentru perioada 1 martie februarie 2022, pentru clientii casnici, furnizarea de energie electrica se realizeaza in conditii reglementate; Diferentele de costuri de achizitie din anii 2018 si 2019 ale furnizorilor, nerecuperate prin preturile practicate, se vor recupera pana la data de 28 februarie Legea nr. 184/20 iulie 2018 pentru aprobarea OUG nr. 24/2017 privind modificarea si completarea Legii nr. 220/2008 pentru stabilirea sistemului de promovare a producerii energiei electrice din surse regenerabile si pentru modificarea unor acte normative, a adus modificari substantiale, astfel: Prosumatorii care detin unitati de producere a energiei electrice din surse regenerabile cu puterea instalata de cel mult 27 kw pe loc de consum pot vinde energia electrica produsa si livrata in reteaua electrica furnizorilor de energie electrica cu care acestia au incheiate contracte de furnizare a energiei electrice, conform reglementarilor ANRE. Ordinul ANRE nr. 10/2019: ANRE aproba Metodologia de stabilire a preturilor pentru energia electrica vanduta de producatori pe baza de contracte reglementate si a cantitatilor de energie electrica din contractele reglementate incheiate de producatori cu furnizorii de ultima instanta. Ordinul ANRE nr. 11/2019 anuleaza Ordinul 39/2018: ANRE aproba Metodologia de stabilire a tarifelor reglementate si a preturilor aplicate de FUI clientilor finali. Sunt stabilite criteriile si regulile pentru determinarea tarifelor reglementate pentru consumatorii casnici (tarife diferite pentru FUI obligat si FUI optional), cat si criteriile pentru pretul aferent SU al FUI obligat (clienti non-casnici) pentru fiecare zona de retea. Tarifele reglementate sunt constituite din: componenta de achizitie, componenta de furnizare, componenta de ajustare si tarifele pentru servicii (serviciul de transport, serviciul de distributie, serviciul de sistem). Pe baza acestei Metodologii, ANRE a aprobat pentru EFSA (in calitate de FUI obligat) tarifele reglementate pentru clientii casnici si a avizat preturile aferente SU pentru perioada 1 martie decembrie Ordinul ANRE nr. 17/2019: Desemnare FUI optionali incepand cu 1 martie 2019 printr-un proces competitiv, pe baza criteriilor de eligibilitate, disponibilitate si capabilitate; EFSA este desemnata FUI optional prin decizia ANRE nr. 334/28 februarie 2019 pentru urmatoarele zone de retea: Banat, Dobrogea, Muntenia Sud, Oltenia, Moldova. Ordinul ANRE nr. 18/2019: Contributia baneasca perceputa de la titularii de licenta de furnizare energie electrica este egala cu 2% din cifra de afaceri (cifra de afaceri exclude veniturile rezultate din urmatoarele categorii de cheltuieli: serviciile aferente distributiei, serviciile aferente transportului, serviciile aferente inmagazinarii, serviciile de sistem, serviciile de administrare a pietelor centralizate, contributia de cogenerare si acciza facturate catre clientii finali, achizitia de energie electrica/gaze naturale ca marfa). Ordinul ANRE nr. 226/2018 si Ordinul ANRE nr. 227/2018: ANRE a aprobat regulile de comercializare a energiei electrice (se stabilesc modalitatile de masurare si facturare a energiei electrice, precum si activitatile desfasurate de prosumatori, furnizori, distribuitori) si Contractul-cadru de vanzare-cumparare a energiei electrice produse in centrale electrice din surse regenerabile cu putere electrica instalata de cel mult 27 kw apartinand prosumatorilor. Ordinul ANRE nr. 207/2018: Stabileste cota obligatorie estimata de achizitie de certificate verzi aferenta anului 2019 la valoarea de 0,433 certificate verzi/mwh. Informatii suplimentare referitoare la impactul modificarilor metodologice si legislative asupra activitatii de furnizare se pot gasi in prezentarea disponibila la link-ul urmator: 27

28 Structuri de guvernanta corporativa Anexe Consiliul de Administratie Componenta curenta Consiliul de Administratie Structura Consiliul de Administratie Comitete Dl. Valentin Radu Presedinte Dl. Dragos Andrei Dl. Radu Florescu Dl. Niculae Havrilet Dl. Gicu Iorga Dl. Bogdan George Iliescu Dna. Ramona Ungur Toti membrii Consiliului sunt neexecutivi, alesi in conformitate cu Actul Constitutiv, iar patru dintre ei sunt independenti. In 27 aprilie 2018, Consiliul de Administratie, compus din sapte membri, a fost ales de AGA prin metoda votului cumulativ, cu mandat pe o perioada de patru ani. In 12 decembrie 2018, Dl. Valentin Radu a fost numit Presedintele Consiliului cu un mandate pe o perioada de un an. In 7 februarie 2019, trei noi membri au fost alesi (Dl. Radu Mircea Florescu, Dl. Dragos Andrei si Dl. Niculae Havrilet), ca urmare a eliberarii a trei posturi in Consiliul de Administratie. Comitetul de Audit si Risc (CAR): Dna. Ramona Ungur Presedinte; Dl. Bogdan George Iliescu membru; Dl. Radu Florescu membru Comitetul de Nominalizare si Remunerare (CNR): Dl. Bogdan George Iliescu Presedinte; Dl. Gicu Iorga membru; Dl. Valentin Radu membru Comitetului de Strategie si Guvernanta Corporativa (CSGC): Dl. Valentin Radu Presedinte; Dl. Dragos Andrei membru; Dl. Niculae Havrilet membru Management Executiv (mandat pe o perioada de 4 ani) Dna. Corina Georgeta Popescu Director General (interimar incepand cu 1 noiembrie 2018; data numirii ca Director General: 23 ianuarie 2019) Dl. Mihai Darie Director Financiar (data numirii: 3 ianuarie 2018) Dna. Alexandra Borislavschi Director Guvernanta Corporativa si M&A (data numirii: 4 august 2015) Dna. Livioara Sujdea Director Distributie (data numirii: 1 februarie 2017) Dna. Anamaria Acristini-Georgescu Director Strategie si Managementul Performantei (data numirii: 1 mai 2017) Dna. Catalina Popa Director Vanzari (data numirii: 12 decembrie 2017) Dna. Bibiana Constantin Director Resurse Umane (data numirii: 23 ianuarie 2019) Dl. Mircea-Toma Modran Director IT&C (incepand cu data de 1 iunie 2019) 28

29 Structura Actionariatului la 31 martie 2019 Anexe Repartizarea geografica a actionarilor din afara Romaniei Numar total actiuni: * Dedeman SRL, Romania detine intre 5% si 10% din numarul total de actiuni Numar total actiuni:

30 Anexe Volumul lunar si pretul mediu al actiunilor si GDR-urilor Electrica 9,000,000 8,000,000 7,000,000 6,000,000 5,000,000 4,000,000 3,000,000 2,000,000 1,000, BVB - Actiuni - Volum lunar BVB - Actiuni - Pret de inchidere mediu lunar (RON) LSE - GDR-uri - Volum lunar LSE - GDR-uri - Pret de inchidere mediu lunar (USD) Valoarea de piata: 3,89 mld RON (3 mai 2019) Dividende din profitul net ,7217 RON/actiune; Total 250 mln RON Dividende din profitul net ,8600 RON/actiune; Total 292 mln RON Dividende din profitul net ,7415 RON/actiune; Total 251 mln RON Dividende din profitul net ,7237 RON/actiune; Total 245 mln RON Dividende din profitul net ,7300 RON/actiune; Total 247 mln RON Lichiditate totala de la IPO pana in prezent pe BVB 2,83 mld RON Lichiditate totala de la IPO pana in prezent pe LSE 160 mln USD Pozitia in topul lichiditatii pe BVB locul 7 (ultimele 12 luni) (355 mil RON) Randament total dupa IPO pe BVB: 30% (2,3% - evolutia pretului, 27,7% - dividende) Pret IPO 11 RON, 13,66 USD Pret inchidere prima zi pe BVB 11,25 RON Pret inchidere prima zi pe LSE 13,80 USD Pret inchidere maxim pe BVB 14,96 RON ( 12 mai 2017) Pret inchidere maxim pe LSE 15,30 USD (19 sep 2014) Pret inchidere minim pe BVB 9,10 RON (16 iul 2018) Pret inchidere minim pe LSE 8,90 USD (21 dec 2018) Ultimul pret pe BVB 11,25 RON (3 mai 2019) Ultimul pret pe LSE 10,70 USD (3 mai 2019) 30