Anexa 2 la Nota AGA 15.137/16.03.2017 PREZENTAREA PRINCIPALELOR ELEMENTE ALE BVC PENTRU ANUL 2017 SOCIETATEA DE DISTRIBUȚIE A ENERGIEI ELECTRICE TRANSILVANIA NORD S.A. 1
1. Prezentare Generala Societatea de Distribuție a Energiei Electrice Transilvania Nord (SDEETN) face parte din grupul Electrica și are sediul în Cluj-Napoca. - cota de piață (Volum): 11,6% ; - suprafața deservită: 34.160 km 2 - utilizatori : 1,25 mil (Buget 2017) - angajați : 1.684 (2017), comparativ cu 1.817 (2016) Informații Financiare: - Scăderea veniturilor totale comparativ cu estimatul anului 2016, în procent de 2% datorată scăderii tarifului mediu de distribuție cu 5,6%, creșterea cantităților de energie electrică prognozate a se distribui, de 3,98%, pe fondul creșterii economice prognozate și al creșterii numărului de utilizatori, nefiind suficiente pentru a compensa scăderea de tarife; - Indicatorul de eficiență EBITDA se menține la același nivel față de valoarea estimată a se realiza la finele anului 2016, la 292 mil. RON; marja EBITDA calculată la total venituri din exploatare crește cu 0,8%; - Creșterea profitului net cu 1,9%. SDEETN este operatorul de distribuție a energiei electrice în regiunea Transilvania Nord (județele Cluj, Maramureș, Satu Mare, Sălaj, Bihor și Bistrița-Năsăud), operând cu stații de transformare, posturi de transformare și linii electrice cu tensiuni de 0,4 kv, MT (6kV, 10kV, 20kV, 35kV) și 110 kv. 2
Societatea este titulară a unui contract de concesiune pe 49 de ani (începând cu anul 2005) cu posibilitate de prelungire pentru 24,5 ani și deține Licența de Distribuție nr. 453 exclusivă pentru această regiune care va mai fi valabilă încă până la data de 29.04.2027 cu posibilitate de prelungire. 2. Activitatea reglementată Informații generale În conformitate cu Legea Energiei, tarifele aprobate de către ANRE sunt destinate să acopere costurile justificabile ale activității societății legate de distribuția de energie electrică pe piața reglementată plus o rată justificabilă de rentabilitate a capitalului implicat în acea activitate. Tarifele sunt stabilite cu obiectivul de a fi nediscriminatorii, bazate pe criterii obiective și determinate într-o manieră transparenta în funcție de ratele țintă de rentabilitate aprobate de către ANRE. Activitatea de distribuție Distribuția de energie electrică este o activitate reglementată în Romania și tarifele specifice aplicabile serviciilor de distribuție trebuie sa fie aprobate de către ANRE sub un mecanism coș de tarife plafon după cum este acesta stabilit prin Ordinul nr. 31/2004 (aplicabil în prima perioadă de reglementare 2005-2007), nr. 39/2007 (aplicabil în cea de a doua perioadă de reglementare 2008-2012), nr. 51/2012 (aplicabil în anul de tranziție 2013) și nr. 72/2013 (aplicabil în cea de a treia perioadă de reglementare 2014-2018), modificat și completat de Ordinul ANRE nr. 146/2014, Ordinul nr.112/2014 și Ordinul nr.165/2015. Metodologia coș de tarife plafon are în vedere reducerea fluctuațiilor veniturilor și evitarea fluctuațiilor semnificative în prețurile percepute clienților pentru energia electrică. Modelul de tarif se bazează pe principiul remunerării în tarife a costurilor justificabile inregistrate de către operatorul de distribuție, sursa principală de profit a societatii de distribuție fiind rata de rentabilitate a capitalului investit în activitatea de distribuție. ANRE stabilește venitul anual reglementat necesar pentru fiecare an al perioadei de reglementare pe baza proiecțiilor transmise de operatorii de distribuție în conformitate cu cerințele metodologice. Pentru ca ANRE să stabileasca tariful de distribuție a energiei electrice, operatorii de distribuție trebuie să depună un program de investiții referitor la investițiile avute în vedere pentru a fi incluse în BAR la începutul fiecarei perioade reglementate de cinci ani. Odată aprobat de către ANRE, programul de investiții al operatorilor de distribuție este inclus în BAR și este remunerat în conformitate cu metodologia prevazută în Ordinul ANRE nr. 72/2013. Începând cu anul 2015, prin Ordin ANRE 146/2014 Rata Reglementată a Rentabilității (RRR) a fost redusă de la 8,52% la 7,7%. Tarifele sunt ajustate anual, în funcție de performanța în funcționare atinsă, inclusiv cantitățile de energie electrică distribuite, cantitățile și prețul de achiziție a energiei electrice pentru acoperirea CPT, costuri necontrolabile, modificarea 3
veniturilor din energia reactivă față de cele prognozate, deprecierea și efectuarea cheltuielilor de capital previzionate, modificarea profitului brut din alte activități față de cel prognozat, pecum și diferența dintre valorile rentabilității activelor determinata de reducerea RRR de la 8,52% la 7,7%. Prin Ordinul ANRE nr.165/2015, s-a modificat art.105 alin.1 din Metodologia de stabilire a tarifelor pentru serviciul de distributie a energiei electrice, în sensul eliminării procentelor maxime cu care puteau fi scăzute tarifele de distribuție, pastrându-se însă limitele procentuale în ipoteza creșterii tarifelor de distribuție. Venitul anual este stabilit prin luarea în considerare a costurilor de distribuție și a ratei de rentabilitate a bazei de active reglementate sau BAR. În stabilirea venitului reglementat, se vor exclude următoarele costuri: costuri suportate de afiliați ai distribuitorului; costuri aferente racordării noilor utilizatori, care sunt suportate de terți prin tarife de racordare; costuri suportate în legatură cu activitățile nereglementate realizate de operatorul de distribuție pentru care sunt utilizați rețeaua de distribuție și/sau salariații implicați în execuția serviciilor de distribuție; costuri rezultate din plata de daune către utilizatori ca urmare a nerespectării standardului de performanță pentru serviciile de distribuție sau pentru daune suferite de receptoarele electrice din cauza operatorului de distribuție; costuri rezultate din amenzi și penalități aplicate operatorului de distribuție; costuri rezultate din daune plătite către persoane fizice sau juridice pentru accidente sau daune produse de operatorul de distribuție, dispuse de o instanță. Venitul din energia reactivă colectat de la utilizatori cu tarif reglementat este dedus din venitul anual reglementat. Tarifele sunt aprobate în mod specific pentru o perioadă de un an calendaristic. ANRE determină durata perioadelor de reglementare, care în prezent este de cinci ani, pentru care se aplică modelul de calcul al costurilor operaționale și principiile de determinare a unui nivel rezonabil al pierderilor de rețea. Perioada curentă de reglementare ( a treia perioada de reglementare ) în cadrul căreia Grupul operează, a început la 1 ianuarie 2014 și se va încheia la 31 Decembrie 2018. ANRE stabilește nivelul anual al tarifelor specifice de distribuție în RON pe MWh pentru fiecare societate de distribuție și pentru fiecare nivel de tensiune (înalta, medie și joasă). Tarifele facturate clienților se cumulează în funcție de nivelul de tensiune aferent (i.e. tariful pentru tensiune medie include tariful pentru tensiune înaltă, iar tariful pentru tensiune joasă include tariful pentru tensiune înaltă și tensiune medie). Obligațiile ANRE în stabilirea tarifelor 4
ANRE verifică următoarele informații furnizate de un operator de distribuție la stabilirea sau revizuirea tarifelor pentru acesta: cantitatea de energie prognozată a fi distribuită, ținând cont de indicele de creștere economică prognozat de Comisia Națională de Prognoză pentru perioada în cauză; standardele de performanța și alte cerințe impuse operatorului de distribuție; stabilitatea tarifelor; consumul propriu tehnologic reglementat pe fiecare nivel de tensiune în conformitate cu planul de reducere aprobat de ANRE; dezvoltarea optimă a rețelei de distribuție; rata reglementată a rentabilității aplicată BAR; taxele stabilite de autoritățile statului aferente serviciilor de distribuție; și viabilitatea financiară a operatorului de distribuție. Obligațiile operatorului de distribuție în alocarea costurilor Operatorul de distribuție va aloca costurile comune activităților de distribuție reglementate și/sau nereglementate în funcție de următoarele principii: cauzalitate economică atribuirea costurilor acelor activități care le-au determinat; obiectivitate atribuirea costurilor pe baza obiectivă; transparența atribuirea pe baza de reguli definite; și continuitate atribuirea pe baza unor reguli care se pastrează în timp cu modificări numai în situații necesare și justificate. Astfel, operatorii de distributie trebuie sa respecte metodologia aprobata de catre ANRE, referitor la segmentul de distributie, scopul acestora fiind sa atinga sau chiar sa depaseasca tintele stabilite de catre ANRE. Obiectivele strategice la nivelul SDEETN Principalele obiective considerate de catre SDEETN pentru anul 2017 se referă în principal la: Obținerea unui profit care să reflecte creșterea economică; Atingerea și depășirea indicatorilor țintă impuși de ANRE; Implementarea unui program de creștere a eficienței tehnico-economice care să conducă indicatorii de eficiență la nivelul celorlalte companii din sector. Programul de investiții al SDEETN Principalele investiții ale SDEETN vor cuprinde: retehnologizarea infrastructurii rețelelor existente; dezvoltarea rețelei pentru racordarea de noi consumatori; 5
investiții în sistemul de rețele și contorizare inteligentă; automatizarea sistemului de distribuție și implementarea sistemului SCADA pentru stațiile de transformare. Tabelul următor sumarizează programul de investiții al SDEETN mil. lei: Tabel 1: Programul de investitii SDEETN [mil. lei] 2016 2017 Variatie Investiții Realizat Estimat 2016 Buget 2017 B2017 vs. RE 2016 Program de investitii 231 299 29,5% Valoare PIF-uri (termeni reali) 226 259 14,8% Valoare PIF-uri (termeni nominali) 237 270 13,8% Bazat pe programul de investitii, SDEETN prognozeaza o scădere a costului cu CPT, după cum urmează: Tabel 2: Program reducere CPT SDEETN [%]: CPT Realizat Estimat 2016 Reglementat 2016 Bugetat 2017 Reglementat 2017 Variatie B 2017 vs. RE2016 IT MT JT Total Prognoza de energie distribuită: 1,20 1,04 1,05 1,00 4,65 4,30 4,22 4,10 10,98 11,60 11,52 11,00 10,75 10,96 10,43 10,43-12,7% -9,3% 5,0% -3,0% Tabel 3: Cantități distribuite (MWh) SDEETN: MWh Realizat 2016 Buget 2017 Variatie IT 551.286 554.042 0,50% MT 1.907.543 2.017.609 5,77% JT 2.672.278 2.763.666 3,42% Total 5.131.107 5.335.317 3,98% 6
Cantitatea prognozata a se distribui în anul 2017, utilizată la fundamentarea BVC este de 5.335.317 MWh mai mare cu 204.210 MWh decât cea estimată a se realiza la finele anului 2016 (5.131.107 MWh), respectiv cu o creștere de 3,98%. Această cantitate prognozată a fi distribuită este mai mare cu 14,2 % decât cantitatea aprobată în prognoza ANRE, de 4.670.251 MWh, fapt care va atrage după sine corecții negative la tarifele anului 2018. Creșterea cantității de energie electrică distribuită în anul 2016 cu 11% față de prognoza ANRE, de 4.635.098 MWh, a condus la efectuarea unei corecții negative de 42,9 milioane lei în veniturile din 2017. Începand cu 1 ianuarie 2017 tarifele de distribuție a energiei electrice aprobate de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei ( ANRE ) sunt după cum urmează (RON/MWh). Tabel 4: Tarife distribuție [RON/MWh]: IT 19,93 2016* 2017** Variatie 19,05-4,42% MT 44,27 41,93-5,29% JT 103,54 96,73-6,58% Mediu 116,74 110,19-5,61% *Sursa: OANRE 173/14 decembrie 2015; **Sursa: OANRE 113 /14 decembrie 2016. În anul 2017, tarifele aprobate de către ANRE au înregistrat o scădere semnificativă, tariful mediu scăzând cu 5,61%, tariful specific pentru înaltă tensiune a scăzut cu 4,42%, pentru medie tensiune cu 5,29%, iar cel pentru joasă tensiune cu 6,58%. 3. REZULTATELE OPERAȚIONALE Informație financiară selectată din Bugetul de Venituri și Cheltuieli [mil. lei] Nr.crt. Indicator Realizat Estimat an 2016 Bugetat 2017 Dif % 0 1 2 3 4=3-2 5=3/2-1 1 Venituri din exploatare, total (1=1.1+1.2) 664 649-15 -2,2% 1 1.1. Venituri din energie 617 596-21 -3,4% 2 1.2. Altevenituri din exploatare 47 53 6 13,3% 3 A Costuri variabile - Total 136 130-6 -4,5% 4 1 Costuri energie electrică achiziţionată pentru 115 108-7 -5,6% CPT 5 B Costuri de operare şi mentenanţă - Total 253 257 4 1,5% 7
6 1 Costuri de operare şi mentenanţă controlabile 209 222 13 6% - Total, din care Cheltuieli legate de restructurare/ iesiri de 4 12 8 181% personal conform acordurilor incheiate cu sindicatele 7 2 Costuri de operare şi mentenanţă 44 35-9 -20,3% necontrolabile - Total, din care Contributii aferente sumelor legate de 1 3 2 180,9% restructurare/contributii aferente iesirilor de personal conform acordurilor incheiate cu sindicatele 8 C Amortizarea reglementată 127 138 11 8,6% 9 II. COSTURI TOTALE (A+B+C) 516 525 9 1,6% 10 III. Costuri de distribuţie fără CPT (B+C) 380 395 15 3,9% 11 IV. Rezultat brut - reglementare (1-II) 147 124-23 -15,7% 12 V. Venituri din subvenţii pentru investiţii 38 39 1 3,4% 13 VI. Costuri de exploatare neincluse în calculul 158 156-2 -1,3% venitului reglementat 14 7 Amortizare contabilă 138 147 9 6,3% 15 IX. Total venituri din exploatare (1+V) 701 688-13 -1,9% 16 X. Total cheltuieli din exploatare (II-C+VI) 547 543-4 -0,8% 17 XI. Rezultat din exploatare (IX-X) 154 145-9 -5,7% 18 XII. Venituri financiare - Total 1 0 1-19 XIII. Costuri financiare - Total 1 2 1 78,9% 20 XIV. Rezultat financiar -1-2 -1 201,2% 21 XV. Rezultat extraordinar 0-22 XVI. Total venituri, conform situaţiilor financiare 702 688-14 -1,9% 23 XVII. Total cheltuieli, conform situaţiilor financiare 548 545-3 -0,7% 24 XVIII. Rezultat brut, conform situaţiilor financiare 153 143-10 -6,4% 25 XIX. Impozit pe profit 35 23-12 -34,5% 26 XX. Rezultat net, conform situaţiilor financiare 118 121 3 1,9% Conform Bugetului aferent anului 2017, Societatea de Distribuție a Energiei Electrice Transilvania Nord estimează venituri totale în valoare de 688 millioane RON. Tabel 5: Venituri din exploatare [mil.lei] Realizat Estimat 2016 Buget 2017 Variatie Venituri din energie 617 596-3,4% alte venituri din exploatare 84 92 9,52% Total venituri din exploatare 701 688-1,85% Se estimează ca în anul 2017, veniturile din segmentul de distribuție de energie electrică se vor diminua cu 21 milioane RON, sau cu 3,4% față de estimarea realizărilor anului 2016. Această evoluție se datorează în principal corecției negative a tarifelor aprobate de ANRE pentru anul 2016, tariful mediu scăzând cu 5,6%, creșterea volumelor distribuite de 3,98%, necompensând efectul descreșterii tarifelor. 8
Energie electrică achiziționată În anul 2017, costul energiei electrice achiziționate pentru acoperirea pierderilor de rețea se estimează că se va diminua cu 2 mil. RON de la 132 milioane RON estimat pentru final an 2016 la 130 mil. RON pentru anul 2017. S-a avut în vedere încadrarea în ținta de CPT aprobată de ANRE pentru anul 2017 (10,43%), astfel cantitatea de CPT conform buget 2017 este de 637 GWh, în scădere cu 3 GWh față de cantitatea estimată pentru finele anului 2016 (647 GWh). Costul cu energia electrică achiziționată va reprezenta 19,1% din venituri în 2017 față de 19,4% cât reprezenta în bugetul anului 2016. Salarii și alte beneficii ale angajaților Costul cu salarii și alte beneficii ale angajaților va reprezenta 20% din venituri în 2017 față de 17,5% conform realizarilor estimate ale anului 2016. Printr-un proces de creștere a productivității muncii, bazat pe reducerea naturală a personalului, a reorganizării activității și/sau a restructurării prin disponibilizări colective sau individuale, numărul de personal se va reduce cu 7,32%. În tabelul de mai jos este prezentată situația personalului conform realizărilor bugetare an 2016, precum și situația conform buget 2017. Tabel 6: Evolutie numar personal Personal sfarsit de an 2016 1.817 Modificari in evolutia nr. de personal Personal la sfarsitulanului 2017 1.684 Numar mediu de personal in an 1.786 Reparații și întreținere -133-7,32% În anul 2017, cheltuielile cu reparații și întreținerea rețelelor de distribuție a energieie electrice precum și alte costuri cu întreținerea și reparațiile, componentă a costurilor de operare și mentenanță controlabile vor fi menținute la aproximativ la același nivel cu cel de la finele anului 2016 la 38 milioane RON, față de 37 mil. RON la finele anului 2016. Aceasta menținere este posibilă prin corelarea cu programul de investiții. Amortizarea contabila În anul 2017, cheltuielile cu amortizarea imobilizarilor corporale și necorporale, în valoare de 146 milioane RON, componenta a costurilor de exploatare neincluse în calculul venitului reglementat vor crește de la valoarea de 138 mil RON înregistrată la finele anului 2016. Ca procent în costurile totale amortizarea contabilă reprezenta 25,3% la finele anului 2016, iar în 2017 procentul crește la 27,4% pe fondul punerilor în funcțiune de valori mari în cursul anului. Alte cheltuieli de exploatare Alte cheltuieli de exploatare, inclusiv ajustările pentru depreciere, prezintă un trend descrescător, în anul 2017 însumând 73 milioane RON comparativ cu 102 milioane RON conform buget estimat realizat an 2016. Ca procent în total venituri, alte cheltuieli de 9
exploatare reprezintă 10,8% în anul 2017, față de 14,7% conform buget estimat realizat an 2016. Profitul operațional Ca urmare a factorilor prezentati mai sus, în anul 2017, profitul operațional se va reduce cu 9 milioane RON, sau 5,7%, la 145 milioane RON de la 154 milioane RON conform buget realizat estimat an 2016. Totodată, marja profitului operațional, calculată la cifra de afaceri, va atinge nivelul de 24% în anul 2017 față de 23,5% conform buget estimat realizat an 2016, în scădere cu 2,1%. Profitul înainte de impozitare Profitul înainte de impozitare se reduce cu 10 milioane RON, sau 6,4%, la 143 milioane RON de la 153 milioane RON conform buget estimat realizat an 2016. Cheltuiala cu impozitul pe profit În anul 2017, cheltuiala cu impozitul pe profit se estimează că se va reduce cu 12 milioane RON, sau 34,5%, la 23 milioane RON de la 35 milioane RON conform buget estimat realizat an 2016. Profitul net al perioadei Ca urmare a factorilor prezentați mai sus, în anul 2017, se estimează ca profitul net va crește cu 2 milioane RON, sau 1,9%, la 120,5 milioane RON de la 118 milioane RON conform bugetului estimat realizat al anului 2016. Marja profitului net va atinge valoarea de 19,8% în anul 2017, în creștere față de cea obținută la finele anului 2016 de 18% cu 10,3%. 4. Factori cheie, direcții și tendințe de piață semnificative ce afectează rezultatele operațiunilor SDEETN Consiliul de administrație face distincție între factorii cheie, direcțiile și tendințele de piață semnificative pe care nu le poate controla și acelea pe care le poate controla (deși de multe ori doar într-o măsura limitată). Factorii cheie, direcțiile și tendințele de piață semnificative pe care Consiliul de administrație nu le poate controla includ: (i) cadrul general de reglementare și cadrul legal în care societatea operează, inclusiv politicile ANRE, (ii) tarifele de distribuție și furnizare reglementate de ANRE, (iii) costul energiei electrice achiziționate, (iv) tendințele macroeconomice în economia României și (v) cererea de energie electrică. Factorii cheie și directiile pe care Consiliul de administrație le poate controla cel puțin parțial, includ investițiile de capital ale SDEETN și cheltuielile operaționale. 10
O parte importantă a strategiei de afaceri a Conducerii include implementarea unui plan de investiții în principal în segmentul de distribuție. Operațiunile Societății de Distribuție Transilvania Nord necesita investiții semnificative de capital în principal în legatură cu operațiunile Electrica în segmentul de distribuție de energie electrică. Activele Societății de Distribuție a Energiei Electrice Transilvania Nord necesită renovări periodice și modernizări pentru a îmbunătăți eficiența operațională a Societății. Orice întârzieri în implementarea planului de investiții, amendamente ale acestuia, sau orice măriri de buget pot avea un impact material asupra investițiilor viitoare ale Societății de Distribuție a Energiei Electrice Transilvania Nord și asupra operațiunilor acesteia, situației financiare și asupra perspectivelor de dezvoltare. Investițiile de capital vor avea impactul pozitiv anticipat asupra rezultatelor operaționale în măsura în care sunt recunoscute în BAR de către ANRE și tinând cont de rata de rentabilitate aprobată de către autoritatea de reglementare. Director General, Ing. Emil MERDAN Director Economic, Ec. Dora FĂTĂCEANU 11