Slide 1

Transcriere

1 Transelectrica SA Operatorul de Transport și Sistem al Sistemului Electroenergetic Național al României We lead the power PREZENTAREA REZULTATELOR FINANCIARE CONTURI SEPARATE, IFRS 24 martie

2 Mențiuni cu privire la document SCOPUL DOCUMENTULUI: Prezentul material a fost întocmit pentru prezentarea rezultatelor operaționale și financiare ale Transelectrica către publicul investitor (acționari, creditori, analiști, presa financiară), având astfel un caracter pur informativ. Prezentul material nu reprezintă o ofertă, o invitație sau o recomandare în legătură cu tranzacționarea instrumentelor financiare emise de Transelectrica. Situațiile financiare detaliate și raportul întocmit conform cerințelor regulamentelor ASF sunt disponibile pe pagina de internet CIFRE FINANCIARE: perioada de raportare: 1 ianuarie 31 decembrie standard de raportare: perimetru: audit extern: cifre rotunjite: Standardele Internaționale de Raportare Financiară (IFRS) cifrele sunt prezentate exclusiv pentru CNTEE Transelectrica SA (cifre separate/neconsolidate) cifrele au fost auditate de un auditor financiar extern pentru ușurința citirii și înțelegerii rezultatelor prezentate, anumite cifre prezentate în grafice și/sau tabele utilizează milionul ca unitate de măsură și sunt rotunjite la această unitate, la o zecimală sau la două zecimale. Această convenție de prezentare poate determina în anumite cazuri diferențe minore între cifrele totalizatoare și totalurile obținute prin însumarea cifrelor aferente elementelor componente TARIFE REGLEMENTATE, PERIOADA III DE REGLEMENTARE (1 iulie iunie 2019): Cifrele prezentate (componentele de calcul ale tarifelor reglementate) au fost primite de Transelectrica de la Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (organismul public ce aprobă tarifele reglementate practicate de Transelectrica pentru serviciile prestate pe piața internă a energiei electrice în baza licenței acordate). Parametrii tarifari ai perioadei de reglementare au fost revizuiţi de ANRE la 1 iulie 2

3 Agenda Agenda: Cifre cheie Rezultate operaționale Rezultate financiare Investiții Investiții realizate în Proiecte de investiții - stadiul curent Q&A 3

4 Evoluții importante Financiar 12L y/y S1 y/y S2 y/y Venituri / mil Lei 8,8% mil Lei 5,4% mil Lei 11,9% EBITDA 675 / 767 mil Lei 12,0% 343 mil Lei 16,5% 332 mil Lei 6,9% Profit net 272 / 360 mil Lei 24,4% 142 mil Lei 32,6% 131 mil Lei 12,4% Dividend pe acțiune (75%) 1,8810 / 2,6500 Lei 29,0% - calculat conform politicii de dividend aprobată de AGA în Dividend pe acțiune (90%) 2,2570 / 2,6500 Lei 14,8% - calculat conform memorandumului guvernamental Operațional 12L y/y S1 y/y S2 y/y Consum* 55,6 / 55,0 TWh 1,2% 27,6 TWh 0,7% 27,9 TWh 1,7% Productie* 60,7 / 61,7 TWh 1,7% 29,2 TWh 4,3% 31,5 TWh 0,8% Export net 5,05 / 6,72 TWh 25,4% 1,57 TWh 48,9% 3,45 TWh 5,8% *consumul/producția de electricitate sunt prezentate pe bază netă (nu includ consumul propriu tehnologic al centralelor de producere energie electrică, consumul net include consumul propriu tehnologic al rețelelor de transport și distribuție și consumul pompelor din unitățile hidro); exportul net este calculat ca sold al fluxurilor fizice transfrontaliere (export - import) cumulat pe toate granițele Cadrul de reglementare Activități cu profit permis: tarifele aplicate în au fost mai mici comparativ cu, conform reducerilor implementate de ANRE la revizuirile regulate de la 1 iulie (Transport 6,8%, SSF 17,6%) ce au avut impact asupra veniturilor in S1 vs. S1, si 1 iulie (Transport 10,8 %, SSF 11,1%) ce a avut un impact important asupra veniturilor in S2 vs. S2 ; Activități zero profit: rezultatul negativ din T1 determinat de suplimentarea rezervelor de putere achiziționate în lunile de iarnă (ianuarie si februarie) a fost compensat integral în T2 pe fondul obținerii unor prețuri reduse la achiziția de rezerve de putere, tendință ce s-a menținut și accentuat în T3 si T4, perioade în care a fost generat un profit semnificativ; SSF - Servicii de Sistem Funcționale, SST - Servicii de Sistem Tehnologice 4

5 TWh EXPORT ( ) (+) IMPORT TWh TWh Evoluții importante Consum intern - creștere ușoară la nivelul anului (pronunțată în T4) Producție internă - scăderea exportului a condus la reducerea producției interne CONSUM 12L T ,6% T2-0,3% T3-1,4% T4 +1,2% +4,7% PRODUCȚIE 12L -1,7% T1-4,0% T2-4,6% -1,4% +2,9% T3 T Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec / +2,9% -5,1% -10,2% -14,5% -6,5% +9,1% +3,6% -2,5% -5,7% -2,8% +1,5% +9,9% 4.5 EXPORT NET Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec / +3,8% -0,8% +0,1% -3,5% +0,9% +1,9% -1,7% -2,9% +0,4% +1,4% +5,5% +7,1% L -25% T1-50% T2-47% -1% -10% T3 T4 Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec / -4% -60% -97% -76% -116% +136% +53% +0% -51% -33% -24% +34% Consumul și produția sunt prezentate pe bază netă, respectiv nu includ consumurile interne de energie electrică ale centralelor electrice. Consumul include pierderile din rețelele de transport și distribuție și consumul pompelor din centralele hidro de acumulare prin pompaj. Exportul este prezentat pe baza netă (export-import) 5

6 Cifre cheie PARAMETRI OPERAŢIONALI / CONSUM PRODUCŢIE 55,6TWh / 55,0TWh 1,2% CONSUM INTERN NET (include pierderile în rețele) 6.335MW / 6.276MW 0,9% CONSUM NET MEDIU ORAR 60,7TWh / 61,7TWh 1,7% PRODUCȚIE INTERNĂ NETĂ 6.906MW / 7.043MW 2,0% PRODUCȚIE NETĂ MEDIE ORARĂ EXPORT FLUXURI FIZICE 5,0TWh EXPORT NET 25,4% 6,7TWh 7,3TWh / 2,3TWh EXPORT / IMPORT 8,1TWh / 1,4TWh UTILIZARE CAPACITATE INTERCONEXIUNE 71% RS, 66% HU 96% RS, 98% HU GRAD DE UTILIZARE A CAPACITĂȚII ALOCATE EXPORT 6

7 Rezultate operaționale REPERE OPERAȚIONALE / 60,7 TWh / 61,7 TWh PRODUCȚIE NETĂ INTERNĂ 55,6 TWh / 55,0 TWh CONSUM NET INTERN 5,0 TWh / 6,7 TWh NET EXPORT FLUX FIZIC TRANSFRONTALIER NET MW / MW CONSUM NET ORAR (MEDIU / MAXIM) MW / MW PUTERE NETĂ TOTALĂ ÎN SEN MW / MW PUTERE NETĂ SRE* ÎN SEN 43,67 TWh / 43,76 TWh ENERGIE INTRATĂ ÎN RET 2,32 % / 2,35% CONSUM PROPRIU TEHNOLOGIC ÎN RET *SURSE REGENERABILE: EOLIAN, FOTOVOLTAIC, BIOMASĂ, GEOTERMAL (NU SUNT INCLUSE MICROHIDROCENTRALELE) SEN: Sistemul Electroenergetic din România RET: Rețeaua Electrică de Transport 1,7% 1,2% 25,4% 0,1% 0,03 pp 14,5% / 15,4% Regenerabile 29,8% / 26,8% Hidro 17,1% / 17,3% Nuclear Mixul producției Balanța SEN 60,7 55,6 60,7 TWh Producție netă internă Import Consum intern net Export 24,8 / 23,4% / 26,3% Cărbune 15,3% / 14,2% Gaz 2,3 7,3 TWh 21,6% Regenerabile 31,6% Hidro 6,4% Nuclear 2,9 Structura parcului de producție MW CPT în RET 43,67 22,7% Cărbune 17,7% Gaz 42,66 1,01 Energie intrată în RET Energie extrasă din RET CPT în RET TWh 7

8 Rezultate financiare / / Operațiuni cu profit permis 53,5 / 52,5 TWh CANTITATE DE ENERGIE TARIFATĂ (T L ) 57,0 / 57,8 TWh CANTITATE DE ENERGIE TARIFATĂ (T G ) / mil Lei VENITURI OPERAȚIONALE TOTALE / mil Lei VENITURI OPERAȚIONALE PROFIT PERMIS 675 / 767 mil Lei EBITDA 352 / 449 mil Lei EBIT 272 / 360 mil Lei PROFIT NET 2,0% 1,4% 8,8% 10,0% 12,0% 21,6% 24,4% Tarife reduse (1 iulie, 1 iulie ) Venituri din alocarea capacității de interconexiune Cheltuieli personal - provizioane pentru cheltuieli salariale si asimilate - pensii facultative pilon III - tichete de vacanță - cheltuieli sociale PROFITABILITATE OPERAȚIONALĂ Venituri -140 mil Lei Tarife mai mici Venituri tarif transport -118 mil Lei Venituri tarif SSF -2 mil Lei Venituri interconexiune -20 mil Lei SSF = servicii de sistem funcţionale Costuri* +16 mil Lei Cheltuieli de personal +26 mil Lei Alte cheltuieli -9 mil Lei *înainte de amortizare EBITDA -156 mil Lei 587 mil Lei ( 21% față de 743 mil Lei în ) Total operațiuni Operațiuni cu profit permis 8

9 Rezultate financiare [milioane lei] % T4 T4 % Volum de energie tarifat [TWh] % % Operațiuni cu profit permis Venituri 1,260 1, % % Cheltuieli % % EBITDA % % EBITDA marjă 47% 53% 35% 39% Amortizare % % EBIT % % Operațiuni zero-profit Venituri 1,463 1, % % EBIT % % Total operațiuni Venituri 2,723 2, % % Cheltuieli 2,048 2, % % EBITDA % % EBIT % % Profit net % % Contul de profit și pierdere Cantități tarifate în creștere ușoară la nivel anual, crestere accentuata in T4 pe fondul temperaturilor foarte scazute Tarife diminuate la 1 iulie + Nivel relativ stabil al costurilor Profit semnificativ din servicii de sistem tehnologice (preturi mici platite la achizitia rezervelor de putere) 9

10 Rezultate operaționale Evoluția volumelor și tarifelor medii realizate Volum tarifat (TL) TWh Tarif mediu* Transport Lei/MWh +2,0% 52,5 53,5 0,0% +1,6% +0,5% +5,8% -11,9% 22,4 19,7-12,6% 23,9 20,9-12,1% 23,6 20,7-11,3% 21,0 18,6-11,1% 21,0 18,7 14,0 14,0 12,3 12,5 12,6 12,7 13,6 14,4 12L T1 T2 T3 T4 12L T1 T2 T3 *tarif mediu realizat (venituri totale din TL si TG / volum tarifat TL) T4 Tarif Servicii Tehnologice Lei/MWh Tarif Servicii Funcționale Lei/MWh -3,9% +0,3% +0,3% -7,9% -7,9% -4,6% -17,6% -17,6% +11,1% +11,1% 12,56 12,07 12,54 12,58 12,54 12,58 12,58 11,58 12,58 11,58 1,30 1,42 1,42 1,24 1,17 1,17 1,17 1,30 1,17 1,30 12L T1 T2 T3 T4 12L T1 T2 T3 T4 10

11 Rezultate operaționale Export și import comercial. Venituri din alocarea capacității de interconexiune Export comercial volume Import comercial volume Venituri din alocarea capacității de interconexiune TWh 5,1 TWh mil Lei 52,1 3,9 1,5 0,0 3,6 3,1 1,8 0,0 3,0 0,40,3 0,1 2,3 0,9 0,3 0,0 35,0 14,2 1,1 37,5 25,1 18,2 1,4 BG RS HU UA BG RS HU UA BG RS HU UA Nivel diminuat al exportului pe granițele cu Ungaria şi Serbia creştere a exportului cu Bulgaria Nivel diminuat al importului pe granița cu Ungaria și mărit pe granița cu Serbia Venituri diminuate din alocarea capacității transfrontaliere (implementare mecanism rambursare Use It or Sell It pe granițele HU și BG) Cantitățile (TWh) prezentate în grafice reprezintă volume comerciale tranzacționate transfrontalier, cumulat pe toate orizonturile de tranzacționare (piața la termen și piața spot). Veniturile din alocarea capacității de interconexiune reprezintă sumele totale obținute de Transelectrica din mecanismele de alocare explicită pe termen lung si pe termen scurt (licitații anuale, lunare, zilnice si intra-zilnice) și implicită (în cazul graniței RO-HU pe orizontul de timp pentru ziua următoare), cumulat pentru export și import. 11

12 Rezultate financiare Operațional Venituri VENITURI OPERAȚIONALE VENITURI OPERAȚIONALE TOATE OPERAȚIUNILE OPERAȚIUNILE CU PROFIT PERMIS OPERAȚIUNILE CU PROFIT PERMIS: DINAMICA PE COMPONENTE Operațiuni Profit Servicii Sistem Piața Echilibrare Permis Tehnologice Total Tarif Transport Tarif SSF Capacitate Alte Interconexiune Venituri Total Venituri Tarif Transport Tarif SSF Capacitate Interconexiune Alte Venituri Venituri DETERMINANȚII REDUCERII VENITURILOR Factorul principal al reducerii veniturilor a fost diminuarea tarifelor reglementate de transport (in doua etape succesive, la si 1.07.), diminuări cauzate în principal de corectarea excesului de cantitate tarifată din anii tarifari precedenți, ajustarea costurilor cu acoperirea CPT și a ratei inflației Operațiuni Profit Servicii Sistem Piața Echilibrare Permis Tehnologice Total Unitatea de măsură utilizată în grafice: mil Lei Tarif Transport Tarif SSF SSF: Servicii de sistem funcționale Capacitate Alte Interconexiune Venituri Total Factorul secundar al reducerii veniturilor a fost reducerea veniturilor din alocarea capacității de interconexiune (reducerea volumelor exportate si implementarea sistemului de returnare către traderi a încasarilor obținute de Transelectrica din revânzarea capacității neutilizate plătite de aceștia) 12

13 Rezultate financiare Operațional Cheltuieli CHELTUIELI OPERAȚIONALE CHELTUIELI OPERAȚIONALE TOATE OPERAȚIUNILE OPERAȚIUNILE CU PROFIT PERMIS OPERAȚIUNILE CU PROFIT PERMIS: DINAMICA PE COMPONENTE Operațiuni Profit Servicii Sistem Piața Echilibrare Permis Tehnologice 923 Total CPT Mentenanță Personal Amortizare Alte costuri 195 Total 975 Costuri CPT Mentenanță Personal Amortizare Alte costuri Costuri Operațiuni Profit Servicii Sistem Piața Echilibrare Permis Tehnologice Total 187 CPT Mentenanță Personal 318 Amortizare Alte costuri Total DETERMINANȚII CREȘTERII CHELTUIELILOR Cheltuieli de personal provizioane pentru cheltuieli salariale si asimilate, acordare tichete de vacanță, pensii facultative pilon III, cheltuieli sociale (4,9% mărite de la 2,0%) Unitatea de măsură utilizată în grafice: mil Lei 13

14 Lei / MWh Lei / MWh Rezultate financiare Operațional consumul propriu tehnologic / -0,03PP Interval ,35% 2,32% / -1,1% PCCB ,6 Lei 160,7 Lei Piața de Echilibrare PE 11% Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec 27% 34% 10% 56% % 2.5 / 169,6 Lei 62% 2.0-1,8% PZU 166,5 Lei 1.5 Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec 2,22 2,49 2,63 2,32 2,59 2,53 1,94 2,19 2,13 2,34 2,43 2,15 2,50 2,31 2,60 3,03 2,58 2,52 2,02 2,01 2,23 2,28 2,41 1, Ian Feb Mar Apr Mai Iun Iul Aug Sep Oct Nov Dec Piața spot PZU + PI Piața pentru Ziua Următoare + Piața Intrazilnică Piața la termen PCCB Piața Centralizată a Contractelor Bilaterale CONSUM PROPRIU TEHNOLOGIC 43,67TWh ENERGIE INTRODUSĂ ÎN RET 42,66TWh ENERGIE EXTRASĂ DIN RET 2,32% (1,0 TWh) CPT ÎN RET PREȚURI CPT PE PIEȚE 160,7 Lei/MWh ( 1,1%) PREȚ MEDIU PCCB 166,5 Lei/MWh ( 1,8%) PREȚ MEDIU PZU 334,1 Lei/MWh ( 0,6%) PREȚ MEDIU PE PREȚ MEDIU / MIX ACHIZIȚIE 180,3 Lei/MWh (181,4 Lei/MWh în ) PREȚ MEDIU TOTAL 62%PCCB / 27%SPOT / 11%PE () MIX ACHIZIȚIE CPT (CANTITATIV) 56%PCCB / 34%SPOT / 10%PE () MIX ACHIZIȚIE CPT (CANTITATIV) 14

15 Rezultate financiare Operațional profit EBITDA DE LA VENITURI LA EBITDA DETERMINAREA EBITDA (PROFIT PERMIS) VENITURI Venituri Tarif Transport Tarif SSF Capacitate Interconexiune Alte Venituri Venituri Venituri Costuri Profit permis EBITDA Rezultat non-profit EBITDA raportat EBITDA EBITDA Venituri Costuri EBITDA Profit permis Unitatea de măsură utilizată în grafice: mil Lei Rezultat non-profit EBITDA raportat Costuri CPT CHELTUIELI înainte de amortizare Mentenanță Personal Alte costuri Costuri 15

16 Rezultate financiare Evoluția profitului: EBITDA Profit net DE LA EBITDA LA PROFITUL NET PROFITUL NET DINAMICA PE COMPONENTE EBITDA Profit Permis Amortizare EBIT Profit Permis Rezultat Non- Profit EBIT raportat Rezultat Financiar EBT Impozit Profit Net Profit Net EBITDA Profit permis Amortizare Rezultat Non-Profit Rezultat Financiar Impozit Profit Profit Net DETERMINANȚII SCĂDERII PROFITULUI NET EBITDA din activități cu profit permis a scăzut pe fondul reducerii tarifelor (1 iulie, 1 iulie ) EBITDA Profit Permis Amortizare EBIT Profit Permis Rezultat Non- Profit EBIT raportat Rezultat Financiar EBT Impozit Profit Net Profit înregistrat în zona non-profit în activitatea de servicii de sistem tehnologice (semnificativ mai mare față de ) Unitatea de măsură utilizată în grafice: mil Lei 16

17 Rezultate financiare Poziția datoriei 31 Dec Ba1 stabil rating Moody s Structura (monedă, tip dobândă, instrument) 640 mil Lei Datoria financiară brută (porțiunea curentă inclusă) 2% 31% 67% 25% 75% 31% 69% -86 mil Lei Datoria financiară netă (de numerar*) 675 mil Lei EBITDA (cele mai recente 4 trimestre) mil Lei Covenant D/E < 0,95x EUR RON USD FIX VAR Banci Obligatiuni Covenant Net Debt / EBITDA < 3,5x 0,21x (limitat la maxim 0,95x prin covenanți) Datoria financiară / Capitalurile proprii (porțiunea curentă inclusă) 28,13x (limitat la minim 4,2x prin covenanți) EBITDA / cheltuiala cu dobânda mil Lei / mil Lei Niveluri maxime ale datoriei financiare conform covenanților D/E (stânga în grafic) și Net Debt/EBITDA (dreapta în grafic) MAX Datorie Financiară Brută ,95x Datorie Financiară Brută Capital Propriu Numerar nerestricționat Datorie Financiară Netă EBITDA 675 3,50x MAX Datorie Financiară Netă *la calculul indicatorului, numerarul nu include disponibilul provenit din încasările din tarif de racordare (23 mil Lei), din administrarea schemei suport pentru cogenerarea de înaltă eficiență (108 mil Lei) și disponibilul aferent veniturilor din alocarea capacităţilor de interconexiune utilizate pentru investiţii ȋn reţea (77 mil Lei). Capacitate semnificativă de îndatorare 17

18 Investiții realizări 182 mil Lei Contracte noi semnate valoarea totală cumulată a contractelor de investiții semnate în Cele mai importante poziţii: 30,9 mil Lei - Retehnologizarea Stației 400kV Isaccea 24,2 mil Lei - Retehnologizarea Stației Arefu 220/110/20 kv 20,5 mil Lei - Modernizarae Stației 220/110 kv Dumbrava 16,9 mil Lei - Retehnologizarea Stației Râureni 220/110 kv 11,0 mil Lei - Inlocuire componente sistem EMS SCADA - componenta software 180 mil Lei Cheltuieli de investiţii Sume intrate în conturile de imobilizări în curs în Cele mai importante poziții: 63,5 mil Lei - Retehnologizarea Staţiei 400/220/110/20 kv Bradu 19,7 mil Lei - LEA 400 kv de interconexiune Reşiţa (România) - Pancevo (Serbia) 9,1 mil Lei - Racordarea LEA Isaccea-Varna si LEA Isaccea-Dobrudja in statia 400 kv Medgidia Sud 8,0 mil Lei - Retehnologizarea Statiei 220/110/20 kv Campia Turzii 93 mil Lei Active imobilizate noi transferuri din imobilizări în curs în categorii de imobilizări finalizate în Cele mai importante poziţii: 18,6 mil Lei - Marirea gradului de siguranta a instalatiilor Statiei 400/220/110 kv Bucuresti Sud 13,0 mil Lei - Trecerea la tensiunea de 400 kv a axului Portile de Fier-Arad etapa I (extindere Stație PF) 9,8 mil Lei Inlocuire AT si Trafo in statii electrice (Ungheni, Gradiste, Gheorgheni) 6,5 mil Lei - Modernizare sistem control-protectie in Statia 220/110 kv Vetis 6,5 mil Lei - Modernizare pentru diminuarea efectelor galoparii pe mai multe LEA 18

19 Principalele proiecte în execuție Investiții stadiul principalelor proiecte Contracte Investiție PIF final estimat Valoare estimată [mil Lei] Valoare adjudecată [mil Lei] LEA Reșița-Pancevo LEA Porțile de fier - Anina - Reşița* Stația Bradu 400/220/110 kv Contracte semnate In si 2017 (la zi) au fost semnate contracte de investitii in valoare totala de 295,6 mil lei (182,2 mil lei in, 113,4 mil lei in 2017) Achiziție în derulare in prezent La acest moment sunt inițiate achiziții care însumează o valoare estimată de 54,4 mil Lei și se află în diverse stadii de derulare a procedurilor de achiziție / contractare În curs de inițiere achiziție La acest moment sunt in curs de inițiere achiziții care insumeaza o valoare estimata de 250 mil. lei În curs de obținere aprobări și avize În curs de obținere avize/ acorduri/ autorizații/ exproprieri care condiționează începerea contractării unui număr de proiecte privind liniile electrice aeriene Stația Câmpia Turzii 220/110 kv Extinderea stației 400 kv Medgidia Sud Stația Reșița 400/220/110 kv Stația Cluj Est 400/110 kv Stația Tihău 220/110 kv Modernizare s.c.c.p. Stația Sârdănești Înlocuire AT și trafo în stații electrice etapa 2, lot I, II Modernizarea stației 110 și 20 kv Suceava Modernizarea stației 220/110K Dumbrava Statia Arefu 220/110/20kV Statia Raureni 220/110kV Statia Turnu Severin 220/110kV Statia Domnesti 400/110/20kV Exemple contracte semnate in T4 : Stația Arefu 220/110/20 kv (24,2 mil lei) Stația Raureni 220/110 kv (16,9 mil lei) Stația Turnu Severin 220/110 kv (42,7 mil lei) Exemple contracte semnate in T1 2017: Stația Domnesti 400/110/20 kv (112,1 mil lei) Stația Otelarie Hunedoara 220 kv (valoare estimata 13,4 mil lei) Stația Grădiște modernizare SCP (valoare estimata 7,9 mil lei) Stația Smardan 400/110/20 kv (valoare estimata 116,8 mil lei) Stațiile de 110 kv Bacau Sud si Roman Nord (valoare estimata 46,9 mil lei) Stația Ungheni 220/110/20 kv (valoare estimata 46,5 mil lei) Stația Focsani Vest instalatii 110 si 400 (220) kv (valoare estimata 32,3 mil lei) LEA Porțile de Fier-Anina- Reșița-Timișoara-Săcălaz-Arad Etapa I: Porțile de Fier- Anina-Reșița 118 km Etapa II: Reșița-Timișoara- Săcălaz-Arad 173 km LEA Gădălin-Suceava 260 km LEA Smârdan-Gutinaș 140 km LEA Cernavodă-Stâlpu 160 km LEA Ostrovu Mare-RET 32 km LEA Suceava-Bălți (MD) 90 km (condiționat de încheiere memorandum RO-MD) Racorduri LEA Isaccea-Varna și LEA Isaccea Dobrudja în stația Medgidia Sud 27 km *în trimestrul I Transelectrica a încasat suma de 29,6 mil lei reprezentand avansul neutilizat de prestator, pânǎ la emiterea Hotǎrârii de Guvern de aprobare a indicatorilor tehnico-economici şi declanşarea procedurii de expropriere a imobilelor proprietate privatǎ km linii noi 19

20 20

21 21

22 Rezultate Anexe Situația separată a contului de profit și pierdere [milioane Lei] 4Q 4Q 3Q 3Q 2Q 2Q 1Q 1Q IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS IFRS auditat auditat neauditat neauditat neauditat neauditat neauditat neauditat neauditat neauditat Volum de energie tarifat [TWh] % % % % % A. Operațional - segment profit Venituri 1,260 1, % % % % % Venituri Transport 1,146 1, % % % % % Venituri Transport Tarif reglementat 1,057 1, % % % % % Venituri Transport Alocare capacitate de interconexiune % % % % % Venituri Transport Alte venituri % 2 2 8% 1 2 8% 2 2 0% % Venituri Serviciu de sistem funcțional (dispecerizare SEN) % % % % % Venituri Serviciu de sistem funcțional Tarif reglementat % % % % % Venituri Serviciu de sistem funcțional Schimburi externe de energie neplanificate % % % % Venituri Alte venituri % % % % % Cheltuieli % % % % % Cheltuieli Operarea sistemului % % % % % Cheltuieli Operarea sistemului Consum propriu tehnologic % % % % % Cheltuieli Operarea sistemului Congestii de rețea % % % 0 0 4% % Cheltuieli Operarea sistemului Consum de electricitate în stațiile de transformare % % 3 3 4% % % Cheltuieli Operarea sistemului Compensare tranzite (Inter-TSO-Compensation) % % % % 7 7 1% Cheltuieli Operarea sistemului Alte cheltuieli % % 3 3 2% % % Cheltuieli Mentenanță % % % % % Cheltuieli Personal % % % % % Cheltuieli Alte cheltuieli % % % % % EBITDA (profit operațional înaninte de amortizare) % % % % % Cheltuieli Amortizare active % % % % % EBIT (profit operațional după amortizare) % % % % % A. Operațional - segment pass-through Venituri 1,463 1, % % % % % Venituri Servicii de sistem tehnologice % % % % % Venituri Piața de echilibrare % % % % % Cheltuieli 1,375 1, % % % % % Cheltuieli Servicii de sistem tehnologice % % % % % Cheltuieli Piața de echilibrare % % % % % EBIT (profit operațional după amortizare) % % % % % A+B. Operational total (segment profit + segment pass-through) Venituri 2,723 2, % % % % % Cheltuieli 2,048 2, % % % % % EBITDA (profit operațional înaninte de amortizare) % % % % % Cheltuieli Amortizare active % % % % % EBIT (profit operațional după amortizare) % % % % % Rezultat financiar % % % % % EBT (profit înainte de impozitul pe profit) % % % % % Impozit pe profit % % % % % Profit net % % % % % 22

23 Rezultate Anexe Situația separată a poziției financiare şi fluxurilor Situația separată a poziției financiare [milioane Lei] 31 Dec 31 Dec IFRS IFRS auditat auditat Active Imobilizări corporale 3,190 3,341 Imobilizări necorporale Imobilizări financiare Active imobilizate 3,292 3,432 Stocuri Clienti si conturi asimilate Numerar și echivalente de numerar Active circulante 1,951 1,802 Active total 5,243 5,234 Capital social Capital social subscris Ajustări la inflațiea capitalului social 0 0 Prime de emisiune Rezerva legală Rezerve din reevaluare Alte rezerve Rezultat reportat 1,602 1,488 Capitaluri proprii total 3,108 3,029 Venituri în avans pe termen lung Împrumuturi Alte datorii Datorii pe termen lung 1,005 1,167 Datorii comerciale si alte datorii Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale 9 7 Împrumuturi Provizioane Venituri în avans pe termen scurt Impozit pe profit de plată Datorii pe termen scurt 1,130 1,038 Datorii total 2,135 2,205 Capitaluri prorpii si datorii total 5,243 5,234 Situația separată a fluxurilor de trezorerie [milioane lei] IFRS IFRS auditat auditat Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare inainte de capitalul circulant Modificari in: Creante comerciale si alte creante Stocuri 4 1 Datorii comerciale si alte datorii Alte impozite si obligatii pentru asigurari sociale 2-1 Venituri in avans Fluxuri de trezorerie din activitatea de exploatare Dobanzi platite Impozit pe profit platit Numerar net din activitatea de exploatare Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de investitii Achizitii de imobilizari corporale si necorporale Incasari avansuri neutilizate Dobanzi incasate 5 12 Dividende incasate 3 7 Alte active financiare Numerar net utilizat in activitatea de investitii Fluxuri de trezorerie utilizate in activitatea de finantare Rambursari ale imprumuturilor pe termen lung Dividende platite Numerar net utilizat in activitatea de finantare Cresterea neta a numerarului si echivalentelor de numerar Numerar si echivalente de numerar la 1 ianuarie Numerar si echivalente de numerar la sfarsitul exercitiului

24 Rezultate Anexe CONTACT TRANSELECTRICA S.A. Web: Acțiuni: Obligațiuni: ISIN ROTSELACNOR9, Bloomberg TEL RO, Reuters ROTEL.BX ISIN ROTSELDBC013 Corespondență: Tel: Fax: Olteni 2-4, sector 3, București România Director General Executiv (Președinte al Directoratului): Toni Teau 24

25 25