iso4217:RON iso4217:RON xbrli:shares 787200IISRQXO9PRB732 2025-12-31 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 787200IISRQXO9PRB732 2025-01-01 2025-12-31 787200IISRQXO9PRB732 2024-01-01 2024-12-31 787200IISRQXO9PRB732 2023-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember 787200IISRQXO9PRB732 2023-12-31 ifrs-full:RevaluationSurplusMember 787200IISRQXO9PRB732 2023-12-31 ifrs-full:OtherReservesMember 787200IISRQXO9PRB732 2023-12-31 ifrs-full:RetainedEarningsMember 787200IISRQXO9PRB732 2023-12-31 787200IISRQXO9PRB732 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:RevaluationSurplusMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:OtherReservesMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-01-01 2024-12-31 ifrs-full:RetainedEarningsMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:RevaluationSurplusMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:OtherReservesMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:RetainedEarningsMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:RevaluationSurplusMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:OtherReservesMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 ifrs-full:RetainedEarningsMember 787200IISRQXO9PRB732 2024-12-31 787200IISRQXO9PRB732 2025-01-01 2025-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-01-01 2025-12-31 ifrs-full:RevaluationSurplusMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-01-01 2025-12-31 ifrs-full:OtherReservesMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-01-01 2025-12-31 ifrs-full:RetainedEarningsMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-12-31 ifrs-full:IssuedCapitalMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-12-31 ifrs-full:RevaluationSurplusMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-12-31 ifrs-full:OtherReservesMember 787200IISRQXO9PRB732 2025-12-31 ifrs-full:RetainedEarningsMember
RAPORT ANUAL 2025
26 MARTIE 2026
2
Note:
Acest raport este întocmit în conformitate cu prevederile din Legea nr. 24/2017 privind emitenții de
instrumente financiare și operațiuni de piață, republicată, Anexa nr. 15 din Regulamentul ASF nr. 5/2018
privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni de piață, și Codul Bursei de Valori Bucuresti, precum
si în conformitate cu prevederile Ordonanței de Urgență nr. 109 din 30 noiembrie 2011 privind guvernanța
corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare.
Acest raport se bazează pe situațiile financiare consolidate întocmite în conformitate cu Standardele de
Contabilitate IFRS („IFRS”) adoptate de Uniunea Europeană („IFRS-EU”) și situațiile financiare individuale și
consolidate întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 cu
modificarile ulterioare („OMFP nr. 2844/2016”).
Acest raport nu reprezintă o recomandare/ ofertă/ invitație pentru a achiziționa acțiuni emise de
Hidroelectrica. Acest raport conține informații la nivel consolidat cu privire la principalii indicatori
operaționali ai Grupului Hidroelectrica, astfel că aceste informații reflectă rezultatele și poziția financiară
aferentă perioadei de raportare disponibile la data prezentului raport și nu reprezintă garanții ale
performanței viitoare a Grupului. Informațiile din acest document sunt selective și pot necesita actualizări,
revizuiri și modificări în anumite circumstanțe. Hidroelectrica nu își asumă nicio obligație sau angajament
de a publica orice actualizare, revizuire sau modificare a oricăror informații cuprinse în acest raport, cu
excepția cazului în care acest lucru este solicitat potrivit legii aplicabile.
Anumite cifre incluse în acest Raport au fost supuse ajustărilor de rotunjire; în consecință, cifrele prezentate
pentru aceeași categorie ilustrată în tabele diferite pot varia ușor. De asemenea, este posibil ca cifrele
prezentate ca totaluri în anumite tabele să nu fie o agregare aritmetică a cifrelor care le preced. Totodată,
procentele din tabele au fost rotunjite și, în consecință, nu pot fi însumate pana la 100%. Calculele, variațiile
și alte procente pot diferi ușor de calculele lor reale din cauza rotunjirii informațiilor financiare, statistice și
operaționale subiacente.
În cazul în care acest raport face referire la orice informație din orice sursă externă, aceste informații nu
trebuie să fie considerate ca fiind adoptate/aprobate de către Hidroelectrica ca fiind exacte/corecte.
Acest raport poate conține declarații anticipative. Aceste declarații reflectă cunoștințele actuale ale
societății precum și așteptări și previziuni despre evenimente viitoare. Prin natura lor, declarațiile
anticipative sunt supuse diverselor riscuri, dintre care multe în afara controlului companiei, care ar putea
determina ca rezultatele reale ale societății să difere semnificativ de rezultatele și performanțele exprimate
sau anticipate. Niciuna dintre viitoarele previziuni din acest raport nu ar trebui să fie considerate în special
promisiuni, nici nu ar trebui considerate ca implicând o asigurare sau o garanție ca ipotezele pe baza cărora
viitoarele previziuni au fost elaborate sau informațiile și declarațiile conținute în acest raport sunt corecte,
exacte sau complete.
Acest raport nu conține toate informațiile care ar putea fi necesare în ceea ce privește societatea și acțiunile
sale. Fiecare persoană care are accces la acest raport trebuie să facă o analiză proprie.
Conținutul acestui raport este proprietatea Hidroelectrica, acest document sau o parte din el neputând fi
reproduse de către altă persoană fără acordul Hidroelectrica.
3
Cuprins
DATELE DE IDENTIFICARE ALE HIDROELECTRICA 5
SINTEZĂ REZULTATE 2025 6
MESAJUL PREȘEDINTELUI CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE 11
MESAJUL PREȘEDINTELUI DIRECTORATULUI 12
RAPORTUL STRUCTURILOR DE CONDUCERE PENTRU ANUL 2025 14
I. RAPORTUL CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE 14
II. RAPORTUL CONSOLIDAT AL DIRECTORATULUI 32
1. PREZENTAREA GRUPULUI 32
1.1. STRUCTURA ORGANIZATORICĂ 32
1.2. PRINCIPALELE ACTIVITĂȚI ALE GRUPULUI 34
1.3. MISIUNE, VIZIUNE, VALORI 35
1.4. ELEMENTE DE STRATEGIE 35
1.5. DEZVOLTAREA PREVIZIBILĂ A SOCIETĂȚII 37
2. REPERELE ANULUI 2025 40
3. EVENIMENTE CHEIE ÎN 2025 41
3.1. ADUNĂRI GENERALE ALE ACȚIONARILOR 41
3.2. MODIFICĂRI ALE STRUCTURILOR DE CONDUCERE 48
3.3. INVESTIȚII 50
3.4. ALTE EVENIMENTE-CHEIE 52
3.5. DISTRIBUIRE DIVIDENDE 53
3.6. TRANZACȚII CU PĂRȚI AFILIATE CONFORM ART. 108 DIN LEGEA NR. 24/2017 53
4. HIDROELECTRICA PE PIAȚA DE CAPITAL 54
4.1. OFERTA PUBLICĂ INIȚIALĂ A SOCIETĂȚII HIDROELECTRICA 54
4.2. STRUCTURA ACȚIONARIATULUI ȘI EVOLUȚIA PREȚULUI ACȚIUNII 54
4.3. RELAȚIA CU INVESTITORII 57
5. G UVERNANȚĂ CORPORATIVĂ 58
5.1. ADUNĂRILE GENERALE ALE ACȚIONARILOR 59
5.2. DREPTURILE ACȚIONARILOR 60
5.3. POLITICA DE DIVIDENDE 60
5.3.1. DISTRIBUIREA DIVIDENDELOR 61
5.4. CONSILIUL DE SUPRAVEGHERE 62
5.5. DIRECTORATUL 62
5.6. REMUNERAREA MEMBRILOR CONSILIULUI DE SUPRAVEGHERE ȘI A MEMBRILOR DIRECTORATULUI 65
5.7. MANAGEMENTUL PROCESELOR 68
5.8. AUDIT INTERN 68
5.9. PRINCIPALELE CARACTERISTICI ALE CONTROLULUI INTERN ȘI SISTEMELOR DE GESTIONARE A RISCURILOR ÎN RELAȚIE CU
PROCESUL DE RAPORTARE FINANCIARA 68
5.10. EVENIMENTE ȘI SPONSORIZĂRI ÎN ANUL 2025 70
5.10.1. DECLARAȚIA „A PLICI SAU EXPLICI” 72
6. DATE OPERAȚIONALE 91
6.1. SEGMENTE OPERAȚIONALE 91
4
6.1.1. ACTIVITATEA DE PRODUCERE DE ENERGIE ELECTRICĂ 91
6.1.2. ACTIVITATEA DE TRADING - VÂNZAREA ANGRO A ENERGIEI ELECTRICE 92
6.1.3. ACTIVITATEA DE FURNIZARE A ENERGIEI ELECTRICE 93
6.2. ACTIVITATEA DE MENTENANȚĂ 95
6.3. ACTIVITATEA DE MENTENANȚĂ - CONSTRUCȚII ȘI URMĂRIREA COMPORTĂRII CONSTRUCȚIILOR HIDROENERGETICE
(„UCCH”) 97
6.4. ACTIVITATEA DE INVESTIȚII 98
6.4.1. ACTIVITATEA IN PROIECTE DE DEZVOLTARE 101
6.4.2. ACTIVITATEA DE RETEHNOLOGIZARE 104
6.4.3. ACTIVITATEA DE MENTENANȚĂ CU CAPITALIZARE 108
6.5. MANAGEMENT DE PROIECT 109
6.6. ACHIZIȚII 110
6.7. FUZIUNI ȘI ACHIZIȚII („M&A”) 111
6.8. RESURSE UMANE 111
6.9. TRANSFORMARE DIGITALĂ ȘI INOVARE 113
6.10. ACTIVE CORPORALE 115
6.10.1. AMPLASAREA ŞI CARACTERISTICILE PRINCIPALELOR CAPACITĂŢI DE PRODUCŢIE 115
6.10.2. GRADUL DE UZURĂ AL CAPACITĂŢILOR DE PRODUCŢIE 117
6.10.3. DREPTUL DE PROPRIETATE ASUPRA ACTIVELOR CORPORALE 117
7. REZULTATE FINANCIARE PENTRU ANUL 2025 119
7.1. INDICATORI FINANCIARI 119
7.2. DETALIEREA VENITURILOR 121
7.3. CHELTUIELI OPERAȚIONALE 125
7.4. FLUXURI DE NUMERAR 127
7.5. POZIȚIA FINANCIARĂ 128
8. LITIGII 134
9. MANAGEMENTUL RISCURILOR 143
10. EVENIMENTE ULTERIOARE 146
11. DECLARAȚIA PRIVIND DURABILITATEA 147
III. DECLARAȚIA CONDUCERII 293
IV. SITUAȚII FINANCIARE 296
SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE IFRS-EU 296
SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE OMFP 2844/2016 296
SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE OMFP 2844/2016 296
5
Datele de identificare ale Hidroelectrica
Raport intocmit pentru exercitiul financiar încheiat la 31 decembrie 2025
Data raportului: 26 martie 2026
Denumirea emitentului: Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica S.A.
Sediul social: Bulevardul Ion Mihalache, nr. 15-17, etajele 10-15, sector 1, București, România
Telefon: +40 21 303 25 00
Cod unic de înregistrare la Registrul Comerțului: 13267213
Cod Înregistrare Fiscală: RO13267213
Numărul de ordine în Registrul Comerțului: J2000007426409
Codul LEI (Legal Entity Identifier): 787200IISRQX09PRB732
Cod ISIN (International Securities Identification Number): RO4Q0Z5RO1B6
Capital Social subscris și vărsat înregistrat: 4.498.025.670 RON
Principalele caracteristici ale valorilor mobiliare emise: 449.802.567 de acțiuni ordinare, nominative, liber
transferabile, fiecare având o valoare nominală de 10 RON/acțiune, emise în formă dematerializată.
Piața reglementată pe care se tranzacționează valorile mobiliare emise: acțiunile Societătii sunt cotate la
Bursa de Valori București (simbol bursier: H2O)
6
Sinteză Rezultate 2025
Într-un mediu plin de provocări majore, cu o secetă severă care condus la cea mai scăzută producție
hidroenergetică din istoria României, ceea ce a afectat implicit volumul total de energie disponibil pentru
comercializare, Grupul Hidroelectrica a înregistrat în 2025 rezultate operaționale și financiare remarcabile,
cu 10% peste nivelurile estimate în Bugetul pentru 2025, deși comparativ cu anul 2024 acestea sunt cu 20%
mai reduse.
Rezultatele pe întreg anul 2025 au fost afectate semnificativ de scăderile înregistrate în primele 9 luni ale
anului, pe fondul condițiilor hidrologice dificile, deși rezultatele din ultimul trimestru au înregistrat o
revenire importantă pe fondul îmbunătățirii condițiilor hidrologice, dar nu într-o asemenea măsură încât
să compenseze scăderile din primele 9 luni.
În acest context, marja operațională și marja netă ale Grupului s-au redus cu 22% față de anul 2024, în
principal pe fondul diminuării cantității de energie electrică vândută.
• Rezultatele obținute în anul 2025 depășesc așteptările stabilite în Bugetul rectificat aprobat
pentru anul 2025, ca urmare a unei producții superioare în trimestrul IV 2025
• Venituri în creștere cu 5% față de anul 2024
• Investiții – creștere accelerată în 2025, cu 32% față de anul 2024, până la 781 milioane RON
• Producția de energie electrică cu 14% sub nivelul din 2024
• Marjă operațională de 39%, cu 22% sub nivelul din 2024
• Marjă netă de 35% cu 22% sub nivelul din 2024
• Profit net de 3.3 70 milioane RON cu 18% sub anul 2024, dar cu 10% peste bugetul rectificat
• Rezultat pe acțiune de 7,49 RON cu 18% sub cel din 2024 (9,18 RON), dar cu 10% peste buget
Indicatori financiari individuali vs. buget 2025 rectificat
milioane RON
Indicatori financiari individuali*
2025 Realizat
(auditat)
Buget Revizuit
2025
Grad de realizare (%)
Venituri totale
10.110
9.969
101%
Venituri din exploatare
9.783
9.671
101%
Venituri financiare
327
299
109%
Cheltuieli totale
6.262
6.458
97%
Cheltuieli operationale
6.165
6.360
97%
Cheltuieli financiare
97
98
99%
Profit inainte de impozitare
3.848
3.511
110%
*Indicatorii sunt calculați conform formularelor de buget din Ordinul 3818/2019 și sunt aliniați cu indicatorii prezentați în formularul
S1040-Raportare contabilă anuală către ANAF, întocmit la nivelul Hidroelectrica S.A.
Sursa: Hidroelectrica
*Bugetul de venituri și cheltuieli și indicatorii financiari de mai sus sunt prezenta ți la nivel individual.
7
Indicatori operaționali
2025
2024
Variație (%)
Producția de energie electrică brută, din care:
GWh
12.215
14.224
-14%
Producție energie electrică din surse hidro (brut)
GWh
11.945
13.928
-14%
Producția de energie electrică netă, din care:
GWh
11.847
13.864
-15%
Producție energie electrică din surse hidro (net)
GWh
11.585
13.576
-15%
Producție energie electrică din surse eoliene
GWh
262
288
-9%
Achiziție de energie electrică GWh
GWh
2.209
802
175%
Total energie electrică vândută GWh
GWh
14.056
14.666
-4%
Sursa: Hidroelectrica
Indicatori financiari calculați pe baza situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS-
EU
Indicatori financiari
2025
2024
Variație (%)
2023
Venituri
milioane RON
9.619
9.123
5%
12.160
EBITDA
milioane RON
4.646
5.503
-16%
8.016
Marja EBITDA
%
48%
60%
-20%
66%
EBITDA Ajustată
milioane RON
4.768
5.517
-14%
8.253
Marja EBITDA Ajustată
%
50%
60%
-17%
68%
Marjă operațională (profit din
exploatare/venituri*100)
%
39%
50%
-22%
59%
Marjă netă (profit net/venituri*100)
%
35%
45%
-22%
52%
Profit din exploatare
milioane RON
3.719
4.588
-19%
7.200
Profit net
milioane RON
3.370
4.128
-18%
6.365
Rezultatul per acțiune
RON/acțiune
7,49
9,18
-18%
14,17
Sursa: Hidroelectrica
În anul 2025, rezultatele Hidroelectrica au fost influențate de scăderea producției de energie electrică, a
cantității de energie electrică vândută, cât și de diminuarea cantităților și a prețurilor pieței de echilibrare
în Romania.
Rezultatele pe întreg anul 2025 au fost afectate semnificativ de scăderile înregistrate în primele 9 luni ale
anului pe fondul condițiilor hidrologice menționate, deși rezultatele din ultimul trimestru au înregistrat o
revenire importantă pe fondul îmbunătățirii condițiilor hidrologice, dar nu într-o asemenea măsură încât
să compenseze scăderile din primele 9 luni.
Chiar dacă prețurile de vânzare au fost în creștere față de anul 2024, atât în segmentul piețelor angro, cât
și în segmentul de furnizare, acestea nu au putut contrabalansa în totalitate seceta prelungită înregistrata
în România.
8
Indicatori financiari calculați pe baza situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP
nr. 2844/2016
Indicatori financiari
2025
2024
Variație (%)
2023
Venituri
milioane RON
9.619
9.123
5.44%
12.160
EBITDA
milioane RON
4.646
5.503
-15.57%
8.016
Marja EBITDA
%
48%
60%
-20.00%
66%
EBITDA Ajustată
milioane RON
4.747
5.517
-13.96%
8.253
Marja EBITDA Ajustată
%
49%
60%
-18.33%
68%
Marjă operațională (profit din
exploatare/venituri*100)
%
39%
50%
-22.00%
59%
Marjă netă (profit net/venituri*100)
%
35%
45%
-22.22%
52%
Profit din exploatare
milioane RON
3.719
4.588
-18.94%
7.200
Profit net
milioane RON
3.370
4.128
-18.36%
6.365
Rezultatul per acțiune
RON/acțiune
7,49
9,18
-18.41%
14,17
Sursa: Hidroelectrica
Indicatori financiari calculați pe baza situațiilor financiare individuale întocmite în conformitate cu OMFP
nr. 2844/2016
Indicatori financiari
2025
2024
Variație (%)
2023
Venituri
milioane RON
9.623
9.123
5.48%
12.159
EBITDA
milioane RON
4.604
5.433
-15.26%
7.996
Marja EBITDA
%
48%
60%
-20.00%
66%
EBITDA Ajustată
milioane RON
4.703
5.473
-14.07%
8.225
Marja EBITDA Ajustată
%
49%
60%
-18.33%
68%
Marjă operațională (profit din
exploatare/venituri*100)
%
38%
50%
-24.00%
59%
Marjă netă (profit net/venituri*100)
%
35%
45%
-22.22%
52%
Profit din exploatare
milioane RON
3.686
4.527
-18.58%
7.178
Profit net
milioane RON
3.338
4.072
-18.03%
6.352
Rezultatul per acțiune
RON/acțiune
7,42
9,05
-18.01%
14,14
Sursa: Hidroelectrica
Numărul locurilor de consum din portofoliu la data de 31 decembrie 2025 este de 1.162.531, față de anul
2024, când se înregistrau 613.767 de locuri de consum (LC), creștere survenită ca urmare a creșterii
portofoliului de furnizare, în special pe segmentul clienților casnici.
Evoluția a fost susținută de schimbarea legislației privind eliminarea plafonării prețurilor la energie
începând cu 1 iulie 2025, care a determinat un interes crescut pentru schimbarea furnizorului înainte de
expirarea plafonării prețurilor. Acest context a favorizat migrarea clienților, cu efecte vizibile în ambele
segmente de piață, decizie de optimizare a costurilor mai rapidă și direct influențată de condițiile pieței.
9
Din punct de vedere al structurii, portofoliul de furnizare al Hidroelectrica a avut următoarea evoluție:
Tip Client
Nr. LC* 31.12.2025
Nr. LC* 01.01.2025
Variație (%)
Casnic
1.107.715
584.431
90%
Noncasnic
54.816
29.336
87%
Total
1.162.531
613.767
89%
* număr de locuri de consum aflate în portofoliu (fără cele alimentate direct din barele hidrocentralei)
Sursa: Hidroelectrica
În luna decembrie a anului 2025, conform raportului lunar ANRE, Hidroelectrica a deținut o cotă de piață
de 18,62% pe segmentul concurențial și o cotă de piață de 17,26% la nivelul total al pieței de furnizare a
energiei electrice, situându-se pe prima poziție în ambele categorii la data raportării.
Totodată, in perioada ianuarie – decembrie 2025, Hidroelectrica a înregistrat o cota de piață cumulată de
16,22% pe segmentul concurențial (prima poziție in top furnizori), respectiv de 14,88% la nivelul total al
pieței de furnizare a energiei electrice (a doua poziție in top furnizori).
Cotele de piață ale furnizorilor de energie
electrică pe piața concurențială (decembrie 2025)
Cotele de piață în funcție de cantitatea vândută la
nivelul total al pieței de furnizare (decembrie 2025)
Sursa: Raport ANRE privind Rezultatele Monitorizării Pieței de Energie Electrică în luna decembrie 2025
10
Cotele de piață ale furnizorilor de energie electrică
pe piața concurențială
(ianuarie - decembrie 2025)
Cotele de piață în funcție de cantitatea vândută
la nivelul total al pieței de furnizare
(ianuarie - decembrie 2025)
Sursa: Raport ANRE privind Rezultatele Monitorizării Pieței de Energie Electrică în luna decembrie 2025
Pe parcursul anului 2025, Hidroelectrica a continuat în mod activ demersurile strategice de diversificare a
portofoliului de producție din surse regenerabile, urmărind obiectivul de a rămâne o companie 100% verde.
Activitățile derulate în această perioadă au inclus identificarea, analiza și documentarea unor noi
oportunități de investiții, avansând în acest sens procesele de screening, due diligence și structurare
preliminară a unor potențiale tranzacții, atât pentru achiziția de participații în proiecte existente, cât și
pentru dezvoltarea de noi capacități de producție. Aceste inițiative au fost desfășurate în paralel cu
implementarea proiectelor aflate în portofoliul operațional, demonstrând o abordare echilibrată între
creștere sustenabilă și execuție riguroasă a proiectelor deja demarate, cu o focalizare constantă pe
respectarea calendarului de implementare.
Această abordare integrată - explorarea oportunităților de creștere externă și consolidarea celor interne
– are potențialul de a întări avantajul competitiv al companiei, de a diversifica sursele de venit și de a
atenua expunerea structurală la riscurile sezoniere și hidrologice specifice producției hidroenergetice.
Totodată, în contextul schimbării legislației privind eliminarea plafonării prețurilor, Societatea a anticipat
creșterea cererii pentru servicii de furnizare, a adoptat o poziție proactivă și a început să achiziționeze o
parte semnificativă din necesarul de energie din PZU, adaptându-se dinamic la evoluțiile pieței.
11
Mesajul Președintelui Consiliului de Supraveghere
Stimați acționari,
Anul 2025 a fost marcat de un context complex pentru sectorul energetic, caracterizat de volatilitate pe
piețele de energie, schimbări ale cadrului de reglementare și condiții hidrologice care au înregistrat minime
istorice.
În acest mediu operațional, Grupul Hidroelectrica a demonstrat încă o dată robustețea modelului său de
business și capacitatea de adaptare la ciclurile naturale și la dinamica pieței. Rezultatele Grupului pentru
anul 2025 s-au situat peste nivelurile prevăzute în buget, confirmând disciplina financiară și operațională a
companiei și capacitatea managementului executiv de a răspunde eficient unui mediu de piață provocator.
Totodată, evoluția companiei a fost reflectată și în performanța sa pe piața de capital. La începutul anului
2026, acțiunile Hidroelectrica au atins un maxim istoric de la momentul listării la Bursa de Valori București,
confirmând încrederea investitorilor în soliditatea modelului de afaceri și în perspectivele sale de
dezvoltare pe termen lung, anul 2025 a reprezentând si un moment de referință din perspectiva
programului investițional, marcând un nivel semnificativ al investițiilor realizate, care susțin modernizarea
capacităților existente, dezvoltarea de noi proiecte și consolidarea poziției Hidroelectrica în sectorul
energiei regenerabile.
Din perspectiva Consiliului de Supraveghere, anul 2025 a fost unul în care am continuat să acordăm o
atenție deosebită consolidării cadrului de guvernanță corporativă, gestionării prudente a riscurilor și
monitorizării implementării strategiei companiei. În exercitarea mandatului nostru de supraveghere, am
urmărit îndeaproape evoluțiile operaționale și financiare ale Grupului, precum și modul în care Directoratul
a gestionat provocările generate de volatilitatea pieței și de variabilitatea resurselor hidro.
Totodată, Consiliul de Supraveghere a continuat să sprijine direcțiile strategice menite să consolideze
poziția Hidroelectrica pe piața energiei electrice, inclusiv prin diversificarea portofoliului de producție,
dezvoltarea proiectelor de investiții și co nsolidarea segmentului de furnizare.
În contextul tranziției energetice accelerate la nivel european, rolul producătorilor de energie regenerabilă
devine tot mai important pentru asigurarea securității energetice și pentru atingerea obiectivelor de
decarbonizare. Hidroelectrica, prin poziția sa de lider în producția de energie regenerabilă din România,
rămâne un actor esențial în acest proces.
Consiliul de Supraveghere va continua să monitorizeze atent implementarea strategiei companiei, evoluția
proiectelor investiționale și menținerea unor standarde ridicate de guvernanță corporativă, cu obiectivul
de a asigura crearea de valoare sustenabilă pentru acționari și pentru toate părțile interesate.
În încheiere, doresc să mulțumesc Directoratului și tuturor angajaților Hidroelectrica pentru
profesionalismul și dedicarea demonstrate în cursul anului 2025, precum și acționarilor noștri pentru
încrederea acordată.
Silviu-Răzvan AVRAM
Președinte al Consiliului de Supraveghere
12
Mesajul Președintelui Directoratului
Stimați acționari, parteneri și colegi,
Anul 2025 a reprezentat pentru Hidroelectrica
un an al rezilienței, al adaptării și al
consolidării poziției noastre strategice într-un
context operațional dificil, marcat de cele mai
reduse condiții hidrologice din istoria recentă
a României. În ciuda ace stor provocări,
compania a demonstrat încă o dată
robustețea modelului său de business și
capacitatea de a livra performanță
sustenabilă, depășind obiectivele bugetate și
menținând o poziție solidă pe piața energiei
electrice.
În anul 2025, Hidroelectrica a înregistrat
venituri de aproximativ 9,6 miliarde lei și
un profit net de 3,37 miliarde lei, rezultate influențate de scăderea producției hidroenergetice, dar care
confirmă disciplina financiară și eficiența operațională a companiei. Chiar și în aceste condiții, rezultatele
au depășit nivelurile stabilite în bugetul rectificat, demonstrând capacitatea noastră de a gestiona un mediu
de piață volatil și de a adapta rapid strategiile operaționale.
Unul dintre cele mai importante repere ale anului 2025 a fost accelerarea programului investițional, care a
înregistrat o creștere de 32% față de anul anterior, până la 781 milioane lei. Acest nivel ridicat al investițiilor
reflectă angajamentul Hidroelectrica de a moderniza capacitățile existente, de a dezvolta noi proiecte și de
a consolida poziția companiei în sectorul energiei regenerabile.
În paralel, Hidroelectrica a continuat diversificarea portofoliului de producție din surse regenerabile,
avansând procesele de analiză și dezvoltare pentru noi proiecte, precum și identificarea unor oportunități
de achiziții strategice. Această abordare are rolul de a reduce expunerea la variabilitatea hidrologică și de
a consolida avantajul competitiv al companiei într-un sector energetic aflat în plină transformare.
Un alt element definitoriu al anului 2025 a fost consolidarea segmentului de furnizare. Hidroelectrica a
înregistrat o creștere semnificativă a portofoliului de clienți, depășind 1,16 milioane de locuri de consum la
finalul anului, aproape dublu față de anul anterior. Această evoluție confirmă încrederea consumatorilor în
oferta companiei și în modelul nostru orientat către eficiență și competitivitate.
În același timp, compania a reușit să își consolideze poziția de lider pe piața concurențială, deținând o cotă
de piață de peste 18% în segmentul concurențial la finalul anului 2025 și ocupând prima poziție în topul
furnizorilor de energie electrică. Această performanță reflectă maturizarea modelului de business al
Hidroelectrica și transformarea companiei într-un jucător integrat, capabil să livreze valoare pe întreg lanțul
energetic.
Bogdan Badea, CEO Hidroelectrica
13
Din perspectiva pieței de capital, anul 2025 a confirmat încrederea investitorilor în strategia companiei. La
începutul anului 2026, acțiunile Hidroelectrica au atins un maxim istoric de la momentul listării, reflectând
soliditatea modelului de afaceri și perspectivele favorabile de dezvoltare.
Privind spre viitor, Hidroelectrica își propune să accelereze investițiile în noi capacități de producție
regenerabilă, să continue modernizarea infrastructurii existente și să dezvolte proiecte complementare,
inclusiv în zona energiei fotovoltaice, a stocării energiei și a digitalizării operațiunilor. În acest sens,
compania avansează dezvoltarea unor proiecte strategice precum Nufărul, primul proiect fotovoltaic
flotant al Hidroelectrica, cu o putere instalată estimată de aproximativ 10 MWp, care deschide direcția
hibridizării amenajărilor hidroenergetice prin valorificarea eficientă a suprafețelor de apă existente și
integrarea soluțiilor de stocare a energiei.
Proiectul CEF flotant și BESS Olt Inferior va reprezenta cea mai amplă investiție integrată a Hidroelectrica
în hibridizare, incluzând o putere instalată de 100 MWp în parcuri fotovoltaice flotante pe lacurile
amenajării Olt Inferior, precum și un sistem de baterii de 200 MW cu o capacitate de 800 MWh în centralele
aflate în exploatare pe Oltul Inferior, având rolul de a transforma sectorul Oltului Inferior într-un hub
strategic de echilibrare a Sistemului Energetic Național.
De asemenea, proiectul fotovoltaic Tudor Vladimirescu, cu o putere instalată estimată de 45.94 MWp,
reprezintă unul dintre cele mai importante proiecte solare dezvoltate de companie, contribuind la
diversificarea portofoliului de producție și la consolidarea poziției Hidroelectrica pe piața energiei
regenerabile.
În paralel, Hidroelectrica accelerează dezvoltarea capacităților de stocare a energiei, esențiale pentru
flexibilitatea Sistemului Energetic Național și pentru integrarea surselor regenerabile. În acest sens,
compania dezvoltă proiectul de stocare cu baterii Crucea Nord, cu o capacitate estimată de 36 MW / 72
MWh, primul proiect de acest tip din portofoliul Hidroelectrica, precum și proiectul de stocare planificat la
Porțile de Fier II, estimat la aproximativ 64 MW / 256 MWh, care va contribui semnificativ la echilibrarea
sistemului energetic și la creșterea eficienței producției din surse regenerabile.
Prin aceste investiții, Hidroelectrica își consolidează strategia de dezvoltare bazată pe hibridizarea
capacităților existente, integrarea soluțiilor de stocare și extinderea producției din surse regenerabile,
confirmând angajamentul companiei pentru dezvoltarea accelerată a energiei curate și pentru consolidarea
rolului său în tranziția energetică a României.
În același timp, ne propunem să consolidăm rolul Hidroelectrica ca pilon al securității energetice a României
și ca lider regional în producția de energie regenerabilă. Tranziția energetică accelerată, schimbările
climatice și evoluțiile geopolitice impun o abordare strategică flexibilă, iar Hidroelectrica este pregătită să
răspundă acestor provocări prin investiții, inovare și excelență operațională.
Rezultatele anului 2025 confirmă că Hidroelectrica este o companie solidă, rezilientă și orientată spre viitor.
Performanța noastră este rezultatul profesionalismului echipei, al încrederii acționarilor și al unei strategii
clare de dezvoltare sustenabilă.
În numele Directoratului, doresc să mulțumesc tuturor angajaților pentru dedicare și profesionalism,
partenerilor pentru colaborarea constructivă și acționarilor pentru încrederea acordată. Suntem convinși
că Hidroelectrica va continua să creeze valoare pe termen lung, contribuind decisiv la dezvoltarea sectorului
energetic românesc și la tranziția către o economie sustenabilă.
Bogdan-Nicolae BADEA
Președinte al Directoratului (CEO)
14
Raportul Structurilor de Conducere pentru anul 2025
I. Raportul Consiliului de Supraveghere
Conform Actului Constitutiv în vigoare, Consiliul de Supraveghere este format din 7 membri. Membrii
Consiliului de Supraveghere pot avea calitatea de acționari ai Societății, dar nu pot fi membri ai
Directoratului și nici nu pot cumula calitatea de membru în Consiliul de Supraveghere cu cea de salariat al
Societății.
Membrii Consiliului de Supraveghere propuși de acționarul majoritar sunt selectați în conformitate cu
prevederile legale privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice și sunt numiți de către
Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor. Statul Român, reprezentat prin autoritatea competentă potrivit
legii, nu va putea propune mai mult de 6 candidați pentru funcția de membru în Consiliul de Supraveghere.
Mandatul membrilor Consiliului de Supraveghere are o durată de 4 ani și poate fi reînnoit prin hotărâre a
Adunării Generale a Acționarilor, în urma evaluării activității membrului Consiliului de Supraveghere și în
condițiile îndeplinirii în mod corespunzător a atribuțiilor/obligațiilor asumate prin contractul de mandat.
Componența Consiliului de Supraveghere la data de 1 ianuarie 2025:
Nr.
Crt.
Nume
Funcție
Statut
independență
conform Legii
31/1990
Statut
independenta
conform Cod
Guvernanță
BVB
Data începere
mandat
(*inclusiv
perioada de
mandat
provizoriu)
Data încetare
mandat
1.
Petre-Iulian NICOLESCU*
Președinte
independent
-
01.08.2023
21.01.2024
22.01.2024
10.04.2025
2.
Mihai Liviu MIHALACHE*
Membru
-
-
29.03.2023
10.04.2025
3.
Carmen RADU
Membru
independent
independent
29.03.2023
28.03.2027
4.
Cristian Nicolae STOINA*
Membru
independent
independent
18.10.2023
21.01.2024
22.01.2024
10.04.2025
5.
George-Marius TONIUC
Membru
independent
independent
29.03.2023
28.03.2027
6.
Silviu-Răzvan AVRAM
Membru
independent
-
29.03.2023
28.03.2027
7.
Ana-Barbara BOBIRCĂ
Membru
independent
independent
27.12.2023
21.01.2024
22.01.2024
28.03.2027
Sursa: Hidroelectrica
*Ca urmare a vacantării a 3 posturi prin revocarea domnilor Petre Nicolescu, Mihai Mihalache si Cristian
Stoina din cauze neimputabile, în vederea îndeplinirii jalonului nr.121 din Planul Național de Redresare și
Reziliență al României, in conformitate cu prevederile art. 36.10 din Contractul de mandat, pe parcursul
anului 2025 au fost numiți membri provizorii ai Consiliului de Supraveghere, următoarele persoane:
Nr.
Crt.
Nume
Funcție
Statut independență
conform Legii
31/1990
Statut independenta
conform Cod
Guvernanță BVB
Data
începere
mandat
Data încetare
mandat
1.
Marius
Perșinaru
Membru
provizoriu
independent
independent
10.04.2025
08.09.2025
2.
Ciprian
Mihail Ene
Membru
provizoriu
independent
independent
10.04.2025
08.11.2025
09.11.2025
20.11.2025
15
Nr.
Crt.
Nume
Funcție
Statut independență
conform Legii
31/1990
Statut independenta
conform Cod
Guvernanță BVB
Data
începere
mandat
Data încetare
mandat
3.
Anca Mitu
Membru
provizoriu
-
-
10.04.2025
08.11.2025
09.11.2025
20.11.2025
Sursa: Hidroelectrica
Componența Consiliului de Supraveghere la data de 31 decembrie 2025:
Nr.
Crt.
Nume
Funcție
Statut
independență
conform Legii
31/1990
Statut
independenta
conform Cod
Guvernanță
BVB
Data începere
mandat
Data încetare
mandat
1.
Silviu – Răzvan AVRAM
Președinte
independent
-
29.03.2023
21.01.2024
2.
Carmen RADU
Membru
independent
independent
28.03.2027
3.
George-Marius TONIUC
Membru
independent
independent
29.03.2023
28.03.2027
4.
Ion ARITON
Membru
independent
independent
20.11.2025
28.03.2027
5.
Emil MERDAN
Membru
independent
independent
20.11.2025
28.03.2027
6.
Cătălin Vlăduț POPESCU
Membru
independent
independent
20.11.2025
28.03.2027
7
Ana-Barbara BOBIRCĂ
Membru
independent
independent
27.12.2023
21.01.2024
22.01.2024
28.03.2027
Sursa: Hidroelectrica
Silviu-Răzvan AVRAM este membru al Consiliului de Supraveghere începând cu data de 29 martie 2023.
Silviu-Răzvan AVRAM a dobândit abilități valoroase de management și executiv de-a lungul carierei de 20
de ani. A deținut în toți acești ani funcții de consiliere, dar și de conducere. Are experiență și în administrația
publică, în calitate de consilier secretar de stat la Ministerul Economiei (2017-2018).
Ana-Barbara BOBIRCĂ este un profesionist experimentat în domeniul investițiilor și al guvernanței
corporative, colaborând, de-a lungul ultimilor 20 ani, cu fonduri de investiții internaționale și fiind, pe
parcursul ultimilor 13 ani, partener într-o firmă de investiții private locale. Începând cu anul 2002 a deținut
și deține poziții de membru în consiliile de administrație ale unor companii din domenii diverse
(administrarea investițiilor, logistică, transport și expediții internaționale, servicii financiare, investiții
financiare, dezvoltare și promovare imobiliară, materiale de construcții, agri-business, produse alimentare,
comerț și depozitare, distribuție și comercializare echipamente electrice, servicii portuare), contribuind
activ la nivel de comitete de guvernanță și sustenabilitate, audit, remunerare și risc. A deținut și deține, de
asemenea, calitatea de membru în consiliile de conducere sau coordonare ale unor asociații profesionale
și de business, think-tank-uri sau școli de afaceri.
În prezent este președinte al Consiliului de Administrație al Transport Trade Services, membru în Consiliul
de Supraveghere al Hidroelectrica și președinte al Consiliului de Administrație al Veranda Mall.
Ana-Barbara BOBIRCĂ este conferențiar universitar în cadrul Facultății de Relații Economice Internaționale,
Academia de Studii Economice din București, cu experiență academică relevantă în domenii precum afaceri
internaționale, tranzacții internaționale cu servicii. De asemenea, este profesor asociat în cadrul
16
programului MBA româno-francez INDE, unde susține cursul de finanțe avansate și director academic al
programului Board Leadership, din cadrul Bucharest Business School.
Este autor a patru cărți și peste 40 de articole de specialitate. Este absolventă a Facultății de Relații
Economice Internaționale din cadrul Academiei de Studii Economice București, doctor în economie și a
urmat programe de perfecționare în guvernanță, sustenabilitate și finanțe sustenabile la Wharton School,
University of Pennsylvania, The Corporate Governance Institute și University of Cambridge.
Carmen RADU ocupă funcția de membru al Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica din februarie 2019
și este în prezent de asemenea Director General la Compania de Investiții și Dezvoltare Sector 1 S.A.,
începând cu ianuarie 2022. Începând cu luna mai 2023, doamna Radu este Vicepreședinte și Membru în
Comitetul de Direcție pentru coordonarea activităților specifice entității la Compania Națională de Cruce
Roșie din România (organizație neguvernamentală).
După absolvirea studiilor economice la Academia de Studii Economice (1980-1985), doamna Carmen Radu
a lucrat în perioada 1979-1997 ca economist, contabil, director economic, inspector și a avansat la funcția
de director general adjunct (1997-1999), director adjunct (1999-2004) și Președinte EXIMBANK SA (martie
2005 - martie 2009).
A ocupat de mai multe ori o funcție în Consiliile de Supraveghere sau de Administrație ale diferitelor
instituții: Membru al Consiliului de Supraveghere la Fondul Român de Contragarantare (august 2012 -
martie 2015), Membru al Consiliului de Administrație la Administrația Română a Serviciilor de Trafic Aerian
– ROMATSA (aprilie 2013 - noiembrie 2016) și ulterior Președinte al Consiliului de Administrație la aceeași
companie (2016-2018), membru în Consiliul de Administrație la SNN (aprilie 2013 - aprilie 2017), membru
în conducerea Asociației Europene a Instituțiilor de Credit (2016-2018).
Alte funcții importante pe care le-a ocupat doamna Carmen Radu includ: Consilier Președinte și Director
Economic ASF (octombrie 2013 - martie 2015), Președinte Directorat la Fondul Român de Contragarantare
(martie 2015 - noiembrie 2017) și Membru Directorat în cadrul aceleiași companii (noiembrie 2017 -
februarie 2020).
George-Marius TONIUC este membru în Consiliul de Supraveghere și are o vastă experiență în domeniul
juridic, cu 25 de ani de activitate. Domnul Toniuc este membru al Baroului București din anul 1998. De
atunci a lucrat ca avocat, oferind asistență juridică în diverse probleme precum guvernanța corporativă,
imobiliare, dreptul muncii, etc.
În perioada 2003-2008 a oferit un spectru larg de asistență juridică entităților românești și străine din cadrul
Grupului Rompetrol pe diverse teme precum guvernanța corporativă (inclusiv chestiuni legate de Legea
pieței de capital), imobiliare, protecția consumatorilor, fuziuni și achiziții, joint ventures, achiziții publice,
dreptul muncii, transport aerian. Din anul 2008, domnul Toniuc s-a alăturat firmei de avocatură Budusan &
Associates, o echipă de avocați din România specializată în managementul integrat de infracțiuni
economice, financiare și administrative și a devenit partener în anul 2017. A oferit asistență juridică și
reprezentare în instanță și în fața organelor de anchetă sau administrative sau a autorităților administrative
de control în cazurile de evaziune fiscală și de spălare a banilor (bancare, industria alimentară,
infrastructură, IT, imobiliare, mass-media; servicii financiare; petrol și gaze), infracțiuni financiare (inclusiv
piețele de capital), fraudă în fonduri europene, fraudă în achiziții publice, infracțiuni de proprietate
intelectuală, infracțiuni de corupție și tranzacții offshore.
17
Domnul Toniuc a absolvit în 1998 Universitatea din București, Facultatea de Drept și este membru al
Baroului București din 1998.
Emil MERDAN ocupa funcția de membru al Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica din noiembrie
2025, având o carieră de peste 30 de ani în domeniul energetic, din care 27 de ani în poziții de top
management.
A ocupat funcții importante în companii din sectorul energetic, demonstrând expertiză în activități
operaționale, de reglementare, optimizare a afacerilor și organizare corporativă, fuziuni și reorganizarea
proceselor de business.
Este absolvent al Institutului Politehnic Cluj - Napoca, Facultatea de Inginerie Electrică, a Școlii de Studii
Academice Postuniversitare Universitatea Tehnică din Cluj-Napoca, cu diverse specializări în domeniul
managementului, fiind colaborator in lucrări de specialitate tehnică în domeniul energiei electrice.
Și-a desfășurat activitatea ca inginer în cadrul Întreprinderii de Rețele Electrice Cluj ocupând funcții de
conducere: Adjunct șef Centrul de Înaltă Tensiune Cluj, Șef centru Distribuție Cluj, Director Sucursala
Cluj SDFEE Electrica Transilvania Nord, Director general SDFEE Electrica Transilvania Nord, Membru în
Consiliul de Administrație, Președinte Consiliul de Administrație SDEE Electrica Distribuție Transilvania
Nord, Director General SDEE Electrica Distribuție Transilvania Nord, Director General Distribuție Energie
Electrică România.
În funcțiile deținute a condus proiecte de anvergură ce au constat în organizări și reorganizări de amploare
a activității de furnizare și distribuție a energiei electrice din cadrul grupului Electrica, dintre care cea mai
importantă fiind fuziunea celor 3 companii de distribuție a energiei electrice, Distribuție Energie Electrică
România devenind cel mai mare operator din România, acoperind un volum de operare în activitatea de
distribuție de până la 198.988 km de linii electrice, în 18 județe, din trei zone geografice ale țării,
reprezentând 40,7% din teritoriul României, care deservesc 3,8 milioane de utilizatori, cu o structura de
personal de peste 6.400 salariați.
Prin experiența și expertiza sa, dl Emil Merdan își va desfășura activitatea în cadrul Consiliului de
Supraveghere al Hidroelectrica, cu capacități reale la dezvoltarea și succesul companiei în sectorul energetic
romanesc.
Cătălin Vlăduț POPESCU este inginer hidrotehnician și cadru universitar la Universitatea Tehnică de
Construcții București, cu experiență de peste 20 ani în domeniul infrastructurii hidroenergetice, siguranței
barajelor și managementului resurselor de apă.
Este membru al Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica din noiembrie 2025 și președinte al
Comitetului Român pentru Baraje (ROCOLD), contribuind la dezvoltarea și modernizarea sustenabilă a
sectorului hidroenergetic și la consolidarea guvernanței corporative în domeniul energiei.
Ion ARITON, membru al Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica din noiembrie 2025, este economist
cu experiență vastă în administrația publică și sectorul energetic, contribuind la o buna guvernanță
corporativă și politici economice.
A fost Ministru al Economiei (2010–2012) și senator al României, implicat în comisii de specialitate din
domeniul economic și energetic. De asemenea, a ocupat funcții de conducere la nivel local și a avut
activitate managerială în sectorul privat.
18
CV-urile complete ale membrilor CS sunt prezentate pe website-ul companiei, www.hidroelectrica.ro,
secțiunea Despre noi – Conducere.
Activitatea Consiliului de Supraveghere în cursul anului 2025
În perioada de referință Consiliul de Supraveghere a ținut un număr de 43 ședințe, fiind luate un număr de
166 de hotărâri. Aceste hotărâri au fost luate în legatură cu activitatea curentă a societății si conform
limitelor de competenta prevazute in actul constitutiv in vigoare al societatii. Dintre acestea, este inclusa
mai jos o selectie a celor mai relevante hotarari adoptate pentru ducerea la indeplinire a obiectivelor din
scrisoarea de asteptari si implementarea prevederilor din contractul de mandat, respectiv cele referitoare
la bugetul de venituri si cheltuieli, situatiile financiare preliminare, anuale, semestriale si trimestriale,
intregul pachet de raportare anuala, diverse politici si strategii, dupa cum urmeaza:
Perioada
Hotărâri
Februarie
• Aprobarea Politicii privind autoevaluarea Consiliului de Supraveghere.
Martie
• Aprobarea Raportului de autoevaluare al Consiliului de Supraveghere pe anul 2024.
• Avizarea Proiectului Bugetului de Venituri și Cheltuieli pentru anul 2025.
• Aprobarea prelungirii până la data de 23.09.2025 a contractului de servicii și disponibilitate
pentru 36 de turbine eoliene încheiat cu Vestas CEU Romania SRL,. Tot în luna martie se aproba
inițierea procedurii de achiziție ″Servicii de mentenanță cu garantarea disponibilității turbinelor
eoliene Vestas model V112 3MW MK1A, a sistemelor SCADA, PPC și AEOS din CEE CRUCEA
NORD″.
• Aprobarea obiectivului de investiții „Retehnologizare CHE Gogoșu”.
• Aprobarea Politicii Hidroelectrica privind securitatea informației și a rețelelor și sistemelor
informatice.
• Aprobarea Actului Adițional nr.1 la Contractul Colectiv de Muncă al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A.
pe anii 2024-2026.
• Aprobarea Strategiei de mentenanță a instalațiilor și echipamentelor în Hidroelectrica S.A.
• Aprobarea diverselor rapoarte emise de către Departamentul de audit public intern, subordonat
direct Consiliului de Supraveghere și a Raportului de activitate de audit public intern aferent
anului 2024.
• Avizarea Situațiilor Financiare anuale individuale si consolidate auditate pentru exercițiul
financiar încheiat la 31 decembrie 2024, întocmite în conformitate cu O.M.F.P. nr. 2844/2016 ș i
a Situațiilor Financiare anuale consolidate auditate pentru exercițiul financiar încheiat la 31
decembrie 2024, întocmite în conformitate cu IFRS.
• Aprobarea Raportului Anual al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. care cuprinde Raportul
Directoratului și Raportul Consiliului de Supraveghere pentru exercițiul financiar încheiat la data
de 31 decembrie 2024, întocmit în conformitate cu prevederile legale in vigoare.
• Avizarea repartizării profitului net al exercițiului financiar 2024 în conformitate cu prevederile
Ordonanței Guvernului nr. 64/2001, cu modificările și completările ulterioare, a valorii totale a
dividendului brut, precum și a valorii dividendului brut pe acțiune, conform recomandărilor
Comitetului de audit din data de 26.03.2025.
• Aprobarea Raportului de evaluare a activității Directoratului pentru anul 2024 conform art. 36
alin. (5) din OUG nr. 109/2011Aprobarea Raportului de Remunerare a Consiliului de
Supraveghere al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. și a Directoratului S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A.
19
Perioada
Hotărâri
pentru anul financiar 2024, întocmit conform prevederilor art. 107 din Legea nr. 24/2017 și art.
55 alin. (3) din OUG nr. 109/2011.
Aprilie
• Aprobarea Fișei de Evaluare pentru anul 2024 a Managerului de Departament Audit Public
Intern și a obiectivelor de performanță pentru anul 2025 ale acestuia.
• Aprobarea încheierii contractelor subsecvente la Acordul Cadru cu SSH Hidroserv SA, pentru
execuția serviciilor/lucrărilor de mentenanță echipamente cu caracter planificat din Programul
anual de mentenanță 2025 al Hidroelectrica SA, cu începere în trimestrul II 2025.
Mai
• Având in vedere modificarea componentei Consiliul de Supraveghere, începând cu 10.04.2025
(a se vedea informațiile de mai sus – Structura Consiliului de Supraveghere), Consiliul de
Supraveghere desemnează în calitate de Președinte al Consiliului de Supraveghere pe dl Silviu
Răzvan Avram. Totodată, se constituie la nivelul Consiliului de Supraveghere comitetele
consultative.
• Aprobarea procedurilor actualizate privind acordarea unei donații sponsorizări, bugetare donații
sponsorizări și Politica Hidroelectrica privind donațiile și sponsorizările.
Iunie
• Aprobarea Actului Adițional nr. 2 la Contractul Colectiv de Muncă al S.P.E.E.H. Hidroelectrica
S.A. pe anii 2024-2026.
• Consiliul de Supraveghere aproba încheierea unui contract pentru linie de credit destinată
emiterii de scrisori de garanție bancară și încheierea unui contract de ipotecă asupra creanțelor
derivate din contracte de vânzare-cumpărare energie electrică asociat contractului pentru linie
de credit.
• Aprobarea Reviziei 1 a Anexei 4 2025-2027 și a listei de dotări și utilaje independente.
• Aprobarea încheierii contractelor subsecvente la Acordul Cadru cu SSH Hidroserv S.A., pentru
execuția serviciilor/ lucrărilor de mentenanță echipamente cu caracter planificat din Programul
anual de mentenanță pe anul 2025 al Hidroelectrica S.A. cu începere în semestrul II 2025.
• Avizarea noilor indicatori tehnico-economici ai obiectivului de investiție ”Amenajarea
Hidroenergetică Răstolița”.
• Avizarea realizării obiectivului de investiții „Retehnologizare CHE Râul Mare Retezat” în urma
actualizării Devizului general și a indicatorilor tehnico-economici.
• Consiliul de Supraveghere avizează și propune către Adunarea Generala a Acționarilor numirea
auditorului financiar al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A., Ernst& Young Assurance Services SRL,
pentru o perioadă de trei ani (exercițiile financiare 2025 - 2027).
Iulie
• Avizarea realizării obiectivului de investiții „Retehnologizare CHE Râul Mare Retezat”.
• Aprobarea de oferte neangajante privind potențiale achiziții în vederea diversificării
portofoliului.
• Aprobarea achiziției de energie electrică de pe piețele forward necesară pentru acoperirea
obligațiilor contractuale aferente portofoliului de furnizare.
• Aprobarea formei și conținutului Actului Adițional nr. 2 la contractul de mandat ce va fi încheiat
cu membrii Directoratului societății ce conține indicatorii-cheie de performanță financiari și
nefinanciari aprobați prin hotărârea AGOA nr. 5/28.07.2025.
August
• Aprobarea achiziției de energie electrica necesar ă acoperirii obligațiilor contractuale aferente
portofoliului de furnizare.
20
Perioada
Hotărâri
Septembrie
• Aprobarea încheierii unui contract cu întreprinderea afiliata, SSH Hidroserv S.A., pentru execuția
serviciului/lucrării de mentenanță de nivel 4 (LN4).
• Aprobarea unor contracte de PPA.
• Aprobarea Raportului de activitate a Departamentului de Audit Public Intern pe semestrul I 2025
• Încetarea prin acordul părților, începând cu data de 19.09.2025, a contractelor de mandat
încheiate cu Karoly Borbely și Marian Fetița având funcțiile de CEO si CFO ai Hidroelectrica.
• Asigurarea stabilității activității companiei până la finalizarea procedurii de selecție conform
OUG 109/2011 privind guvernanta corporativa cu modificările ș i completările ulterioare prin
alocarea, spre coordonare, a activităților societății celor 3 membri ai Directoratului.
• Aprobarea declanșării procedurii de selecție ș i numire a doi membri ai Directoratului
Hidroelectrica S.A., CEO SI CFO, conform prevederilor OUG nr. 109/2011, aprobată cu
modificările și completările ulterioare. Selecția va fi efectuată de un expert independent,
specializat în recrutarea resurselor umane, ale cărui servicii sunt contractate în condițiile legii;
• Avizarea Proiectului Bugetului de Venituri si Cheltuieli rectificat pentru anul 2025.
• Aprobarea Raportului Consiliului de Supraveghere pe semestrul I 2025, in vederea transmiterii
spre informare Adunării Generale a Acționarilor.
Noiembrie
• Aprobarea actualizării Regulamentului de Organizare ș i Funcționare al Consiliului de
Supraveghere Hidroelectrica.
• Aprobarea unor rapoarte de audit public intern.
• Aprobarea încheierii unui Acord Cadru pe 4 ani cu UCMH SRL pentru furnizare de
produse/prestare de servicii în vederea efectuării lucrărilor de mentenanță tip, la echipamente
cuprinse in programele anuale de mentenanță 2026-2029 ale S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A.,
• Aprobarea declanșării procedurii de selecție a unui membru al Directoratului – CFO
Hidroelectrica S.A., conform prevederilor OUG nr. 109/2011, aprobată cu modificările și
completările ulterioare. Procedura va fi derulată de către Consiliul de Supraveghere/Comitetul
de Nominalizare și Remunerare cu sprijinul și asistența de specialitate a unui expert independent
specializat în recrutarea resurselor umane, ale cărui servicii sunt contractate în condițiile legii,
conform recomandărilor CNR din 18.11.2025.
• Având în vedere numirea a 3 noi membri ai Consiliului de Supraveghere se stabilește noua
componență a comitetelor consultative.
• Menținerea ăasurilor interimare privind conducerea societății având în vedere faptul că
procedurile de selecție CEO & CFO s-au finalizat fără numirea de noi membri ai Directoratului.
• Aprobarea declanșării procedurii de selecție a unui membru al Directoratului – CEO
Hidroelectrica S.A., conform prevederilor OUG nr. 109/2011, aprobată cu modificările și
completările ulterioare.
21
Perioada
Hotărâri
Decembrie
• Aprobarea formei actului adițional ce urmează a fi semnat cu membrii Directoratului, in scopul
alinierii contractelor de mandat ale acestora la prevederile legale aplicabile, conform OUG
109/2011 cu modificări ș i completări in vigoare.
• Aprobarea Reviziei 2 și 3 a Anexei 4 2025-2027 la BVC și a Listei de dotări și utilaje independente
• Aprobarea încheierii unui Acord Cadru pe 4 ani cu S.S.H. HIDROSERV SA având ca obiect
„Prestarea de servicii/lucrări în vederea efectuării de lucrări de mentenanță tip la echipamente
cuprinse în programele anuale de mentenanță 2026-2029 ale S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A.”,
• Avizarea achiziției de servicii avocațiale de consultanță juridică.
• Avizarea înființării de către SPEEH Hidroelectrica SA împreună cu EDF Power Solutions
International a unei societăți mixte/asociere în participație, în cote egale de 50% - 50% fiecare,
și avizarea Acordului Acționarilor ce urmează a fi încheiat de către SPEEH Hidroelectrica SA cu
EDF power solutions International, prin care se definesc termenii și condițiile privind modul de
funcționare al JVC, care va fi înființată de către părți în vederea dezvoltării proiectului CHEAP
Tarnița.
• Aprobarea Raportului privind activitatea de audit public intern aferentă anului 2025
• Aprobarea Planului Multianual / Anual de Audit Intern 2026 -2029.
Comitete Consultative
In cadrul Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica au fost constituite următoarele comitete
consultative:
Comitetul de Nominalizare și Remunerare („CNR”)
Comitetul de Nominalizare și Remunerare este un comitet permanent cu rol consultativ, independent față
de structurile executive ale Societății, care raportează direct Consiliului de Supraveghere. Comitetul de
Nominalizare și Remunerare este format din membri ai Consiliului de Supraveghere. Majoritatea membrilor
Comitetului sunt independenți, inclusiv președintele Comitetului. Președintele coordonează activitatea
Comitetului și raportează în numele acestuia în fața Consiliului de Supraveghere. Președintele Comitetului
este numit de către membrii acestuia.
Componența Comitetului de Nominalizare și Remunerare in cursul anului 2025 este următoarea:
Comitetul de Nominalizare si Remunerare
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
George-Marius Toniuc –
Președinte
George-Marius Toniuc – Președinte
George-Marius Toniuc -
Președinte
2
Silviu Răzvan Avram - Membru
Silviu-Răzvan Avram – Membru
Silviu Răzvan Avram - Membru
3
Carmen Radu - Membru
Carmen Radu – Membru
Carmen Radu - Membru
4
Petre-Iulian Nicolescu – Membru
Ciprian-Mihail Ene – Membru
Cătălin-Vlăduț Popescu - Membru
5
Ana-Barbara Bobircă - Membru
Ana-Barbara Bobircă – Membru
Ana-Barbara Bobircă - Membru
Sursa: Hidroelectrica
22
Conform Regulamentului de Organizare și Funcționare al Consiliului de Supraveghere, Comitetul de
Nominalizare și Remunerare are următoarele atribuții:
• conduce procedura nominalizărilor de noi membri în Consiliu și face recomandări Consiliului.
• organizează sesiuni de instruire pentru membrii Consiliului, formulează propuneri de remunerare a
administratorilor şi directorilor, cu respectarea politicii de remunerare şi sprijină Consiliul în evaluarea
propriei performanțe, precum şi a performanței conducerii executive.
• formulează propuneri pentru funcția de membru al Consiliului de Supraveghere, elaborează și propune
Consiliului de Supraveghere procedura de selecție a candidaților pentru funcțiile de membru al
Directoratului și pentru alte funcții, recomandă Consiliului de Supraveghere candidați pentru funcțiile
enumerate mai sus și formulează propuneri privind elaborarea unei politici de remunerare pentru
membrii directoratului și alte funcții de conducere, în concordanță cu strategia de dezvoltare,
obiectivele, valorile și interesele societății.
• propune criteriile de selecție a membrilor Directoratului, corespunzătoare profilelor identificate,
precum și criteriile de selecție pentru alte funcții de conducere.
• face recomandări Consiliului cu privire la numirile în Comitete (altele decât Comitetul de Nominalizare
și Remunerare);
• are obligația de a supraveghea aplicarea politicii de remunerare pentru Directorat.
• În desfășurarea activității sale, Comitetul de Nominalizare și Remunerare elaborează un raport anual
cu privire la remunerațiile și alte avantaje acordate membrilor Consiliului de Supraveghere și membrilor
Directoratului în cursul anului financiar, în conformitate cu politica de remunerare aprobata de
Societate si prevederile legale. Stabilirea remunerației membrilor Consiliului de Supraveghere sau orice
alte avantaje pot fi acordate administratorilor numai în baza hotărârii Adunării Generale Ordinare a
Acționarilor, a Contractului de mandat și a prevederilor legale în vigoare. Raportul este prezentat
Adunării Generale a Acţionarilor care aprobă situaţiile financiare anuale.
• Raportul trebuie pus la dispoziţia acţionarilor pe pagina de internet a societăţii și cuprinde cel puţin
informaţii privind: a) structura remuneraţiei, cu explicarea ponderii componentei variabile si
componentei fixe; b) criteriile de performanţă ce fundamentează componenta variabilă a remuneraţiei,
raportul dintre performanţă realizata și remuneraţie; c) considerentele ce justifică orice schemă de
bonusuri anuale sau avantaje nebănesti; d) eventualele scheme de pensii suplimentare sau anticipate;
e) informaţii privind durata contractului, perioada de preaviz negociată, cuantumul daunelor-interese
pentru revocare fără justă cauză; f) informațiile prevăzute in politica de remunerare aprobată de
Societate, respectiv informațiile prevăzute la art. 107 alin. (2) din Legea 24/2017.
• Comitetul de Nominalizare și Remunerare se întrunește periodic pentru a efectua o evaluare a
activității Directoratului și altor persoane cu funcții de conducere, în vederea stabilirii proporționalității
între performanțele stabilite și procentul de realizare a acestora, pe de o parte și avantajele bănești sau
nebănești stipulate în contractul acestora (indiferent dacă au fost sau nu au fost încasate sau acordate,
după caz), pe de alta parte. La finalul fiecărei sedinţe, Comitetul de Nominalizare și Remunerare
înaintează Consiliului de Supraveghere un raport asupra activităţii sale.
• Monitorizează gradul de îndeplinire a indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari rezultați
din planul de administrare pentru administratorii și directorii Societății.
• Comitetul de Nominalizare și Remunerare supraveghează procesul de evaluare anuală a Consiliului de
Supraveghere, a comitetelor consultative ale acestuia și asistă Consiliul de Supraveghere în procesul de
evaluare a membrilor Directoratului. De asemenea, elaborează politica/ghidul privind evaluarea
Consiliului de Supraveghere cuprinzând scopul, criteriile și frecvența procesului de evaluare.
23
• Comitetul de Nominalizare și Remunerare va evalua dacă membrii Consiliului pot fi considerați
independenți în temeiul factorilor avuți în vedere, examinând dacă există relații de afaceri sau alte
relații personale care ar putea afecta în mod semnificativ independența și obiectivitatea membrului de
Consiliu și a capacității acestuia de a acționa în interesul Societății, al acționarilor și al părților
interesate.
Comitetul de Audit („CA”)
Comitetul de Audit sporește capacitatea de supraveghere a Consiliului în ceea ce privește raportarea
financiară, eficientă și adecvarea cadrului de control intern, desfășurarea proceselor de audit intern și
extern, precum si conformarea cu legile și reglementările aplicabile.
Comitetul de audit este format din cel puțin 3 membri iar majoritatea membrilor comitetului de audit sunt
independenţi, inclusiv Președintele Comitetului. Președintele comitetului de audit este numit de membrii
acestuia.
Majoritatea membrilor, incluzând președintele, trebuie să fi dovedit ca au calificare adecvată relevantă
pentru funcțiile și responsabilitățile comitetului. Președintele coordonează activitatea Comitetului și
raportează în numele acestuia în fața Consiliului de Supraveghere.
Comitetul de Audit trebuie să dețină, per ansamblu, competenţe relevante în domeniul în care Societatea
își desfășoară activitatea.
Cel puțin un membru al comitetului de audit trebuie să deţină competenţe în domeniul contabilităţii și
auditului statutar, dovedite prin documente de calificare pentru domeniile respective și cel puțin un
membru al comitetul de audit trebuie să aibă calificările prevăzute de lege în domeniul în care își desfășoară
activitatea societatea.
În aplicarea acestei condiții, conform Ordinului ASPAAS nr. 123/2022 privind componenţa Comitetului de
audit, cel puţin un membru al Comitetului de audit trebuie să deţină calificarea de auditor financiar. Prin
excepție de la aceasta regulă, conform Ordinului ASPAAS nr. 123/2022, este competentă să facă parte din
Comitetul de audit şi persoana care are experienţă de cel puţin 3 ani în audit statutar dobândită prin
participarea la misiuni de audit statutar în România, în alt stat membru, într-un stat AELS, în Elveţia sau în
Regatul Unit al Marii Britanii şi Irlandei de Nord sau în cadrul Comitetelor de audit formate la nivelul
Consiliilor de administraţie/supraveghere ale unor societăţi/entităţi de interes public, dovedită cu
documente.
Componența Comitetului de Audit în cursul anului 2025 este următoarea:
Comitetul de Audit
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
Carmen Radu – Președinte
Carmen Radu – Președinte
Carmen Radu – Președinte
2
George-Marius Toniuc – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
3
Silviu-Răzvan Avram – Membru
Silviu-Răzvan Avram – Membru
Silviu-Răzvan Avram – Membru
4
Cristian-Nicolae Stoina – Membru
Anca Mitu – Membru
Ana-Barbara Bobircă – Membru
5
Mihai-Liviu Mihalache – Membru
Ana-Barbara Bobircă – Membru
Ion Ariton – Membru
6
Ana-Barbara Bobircă – Membru
-
-
Sursa: Hidroelectrica
24
Conform Regulamentului de Organizare și Funcționare al Consiliului de Supraveghere, Comitetul de Audit
are următoarele atribuții:
• Comitetul de audit îndeplinește atribuțiile prevăzute la art. 65 din Legea nr. 162/2017 privind auditul
statutar al situaţiilor financiare anuale și al situaţiilor financiare anuale consolidate și de modificare a
unor acte normative, cu modificările și completările ulterioare.
• Comitetul de audit este informat, prin intermediul Consiliului de Supraveghere și emite recomandări,
către Consiliul de Supraveghere, cu privire la selecția auditorului statutar, la evaluarea și monitorizarea
independentei auditorului statutar și la monitorizarea și rezultatul auditului statutar al situațiilor
financiare anuale și al situațiilor financiare anuale consolidate.
• Comitetul de audit este informat, prin intermediul Consiliului de Supraveghere și emite recomandări,
către Consiliul de Supraveghere, cu privire la procesele de raportare financiară, la procesele de control
intern managerial din cadrul Hidroelectrica.
• Astfel, Comitetul de audit efectuează o evaluare anuală a sistemului de control intern, precum si
eficienta sistemului de control intern si a sistemului de management. Evaluarea trebuie să aibă în
vedere eficacitatea și cuprinderea funcției de audit intern, gradul de adecvare al rapoartelor de
gestiune a riscului și de control intern prezentate către Comitetul de audit al Consiliului de
Supraveghere, promptitudinea și eficacitatea cu care conducerea executivă soluționează deficiențele
sau slăbiciunile identificate în urma controlului intern și prezentarea de rapoarte relevante în atenția
Consiliului de Supraveghere.
• Comitetul de audit monitorizează aplicarea standardelor legale și a standardelor de audit intern general
acceptate, monitorizând activitatea de audit intern, avizând carta de audit intern, planurile și
rapoartele de audit intern, solicitând realizarea de misiuni de audit intern periodice și/sau ad-hoc și
emițând recomandări către Consiliul de Supraveghere cu privire la carta de audit intern, planurile și
rapoartele de audit intern avizate, fără a încălca independența auditorilor interni. Rapoartele sau
analizele inițiate de Comitetul de Audit trebuie urmate de raportări periodice (cel puțin anual) sau ad-
hoc care trebuie înaintate ulterior Consiliului de Supraveghere.
• Comitetul de audit evaluează conflictele de interese în legătură cu tranzacțiile societății și ale filialelor
acesteia cu părțile afiliate.
• Comitetul de audit trebuie să se asigure ca auditul intern are autoritatea, resursele și procedurile
adecvate pentru a asista Consiliul în asigurarea eficacității și eficienței cadrului de administrare a
riscurilor și de control intern al Societăţii.
• Comitetul de Audit convine asupra unui plan anual de lucru privind auditul intern împreună cu auditorul
intern, primește rapoarte de audit intern, actualizări privind aspectele-cheie ale auditului,
monitorizează punerea în aplicare a recomandărilor de audit intern și oferă orientările necesare.
• Supraveghează cadrul pentru asigurarea conformității Societății cu cerințele legale și de reglementare
aplicabile, precum și cu reglementările interne ale Societăţii (precum procedurile de raportare a
încălcărilor legii sau ale Codului de conduită al Societăţii), cu excepția cazului în care această sarcină
este atribuită unui alt comitet.
• Comitetul de Audit monitorizează independența și obiectivitatea auditorului extern. Comitetul aprobă
o politică privind furnizarea serviciilor non - audit permise de către auditorul extern, în conformitate cu
25
cerințele legale și asigura implementarea acestei politici. Constatările Comitetului cu privire la
independența auditorului extern sunt făcute publice în raportul anual.
• Comitetul de Audit discută planul anual de lucru cu auditorul extern, acoperind sfera și materialitatea
activităților care urmează să fie auditate. Comitetul de Audit se întâlnește cu auditorul extern ori de
câte ori este necesar pentru a discuta problemele identificate și pentru a monitoriza calitatea serviciilor
furnizate.
• Se întrunește ori de câte ori este necesar, dar cel puțin de două ori pe an cu ocazia întocmirii
rezultatelor semestriale și anuale, când se asigură de diseminarea acestora către acționari și publicul
larg.
Comitetul de Gestionare a Riscurilor („CGR”)
Comitetul de gestionare a riscurilor este format din cel puțin 3 membri. Președintele comitetului este
numit de către membrii acestuia. Cel puțin un membru este independent. Președintele coordonează
activitatea Comitetului și raportează în numele acestuia în fața Consiliului de Supraveghere.
Componența Comitetului de Gestionare a Riscurilor in cursul anului 2025:
Comitetul de Gestionare a Riscurilor
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
Silviu-Răzvan Avram – Președinte
Silviu-Răzvan Avram – Președinte
Silviu-Răzvan Avram – Președinte
2
Cristian-Nicolae Stoina – Membru
Marius Perșinaru – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
3
Petre-Iulian Nicolescu – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
Ana-Barbara Bobircă – Membru
4
Mihai-Liviu Mihalache – Membru
Ana-Barbara Bobircă – Membru
Cătălin Vlăduț Popescu –
Membru
5
George-Marius Toniuc – Membru
Ciprian-Mihail Ene – Membru
Emil Merdan – Membru
6
Ana-Barbara Bobircă – Membru
-
-
Sursa: Hidroelectrica
Comitetul de gestionare a riscurilor:
• asigură concordanţa activităţilor de control cu riscurile generate de activităţile şi procesele care fac
obiectul controlului;
• identifică, analizează, evaluează, monitorizează şi raportează riscurile identificate, planul de măsuri
de atenuare sau anticipare a acestora, alte măsuri luate de conducerea executivă;
• este responsabil cu măsurarea solvabilităţii întreprinderii publice, prin raportare la atribuţiile şi
obligaţiile uzuale ale acesteia, şi informează sau, după caz, face propuneri Consiliului de
Supraveghere;
• primește și evaluează rapoartele periodice prezentate de compartimentul de gestiune a riscurilor
privind profilul de risc al Societății, stadiul de implementare şi eficiența sistemului de gestiune a
riscurilor
• monitorizează riscurile semnificative și se asigură de gestionarea eficace a acestora;
• informează periodic Consiliul de Supraveghere în legătură cu principalele riscuri asumate de
Societate;
26
• evaluează cel puțin anual sistemul de control intern din punct de vedere al gradului de adecvare al
rapoartelor de gestiune a riscului și de control intern, al promptitudinii și eficacităţii cu care
Directoratul soluționează deficiențele identificate în urma controlului intern;
• informează Consiliul de Supraveghere în legătură cu rezultatele evaluării anuale și cu
recomandările/propunerile privind îmbunătățirea Sistemului de control intern şi management al
riscurilor.
Comitetul de Guvernanta si Sustenabilitate („CGS”)
Comitetul de guvernanță și sustenabilitate este alcătuit din cel puțin 3 membri. Preşedintele comitetului
este numit de către membrii acestuia. Preşedintele și cel puțin un membru sunt independenti. Preşedintele
coordonează activitatea Comitetului și raportează în numele acestuia în fața Consiliului de Supraveghere.
Comitetul de Guvernanță Corporativă și Sustenabilitate este un organism consultativ al Consiliului de
Supraveghere, având un rol esențial în asigurarea respectării bunelor practici de guvernanță și promovarea
principiilor de sustenabilitate în activitățile companiei.
Componența Comitetului de Guvernanta si Sustenabilitate in cursul anului 2025:
Comitetul de Guvernanta si Sustenabilitate
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
Ana-Barbara Bobircă - Președinte
Ana-Barbara Bobircă – Președinte
Ana-Barbara Bobirc ă - Președinte
2
Petre-Iulian Nicolescu - Membru
Anca Mitu – Membru
Emil Merdan - Membru
3
George Marius Toniuc - Membru
George-Marius Toniuc – Membru
George Marius Toniuc - Membru
4
Carmen Radu - Membru
Carmen Radu – Membru
Carmen Radu – Membru
5
Mihai Liviu Mihalache - Membru
Marius Perșinaru – Membru
Ion Ariton - Membru
Sursa: Hidroelectrica
Atribuții:
• supraveghează și monitorizează implementarea și respectarea obligațiilor legale și contractuale ale
societății privind guvernanța corporativă, precum și a altor principii de guvernanță corporativă
aplicabile, monitorizând procesele decizionale și respectarea regulilor de etică și transparență și face
recomandări Consiliului de Supraveghere în vederea alinierii continue la standardele naționale și
internaționale;
• revizuiește periodic Regulamentul Consiliului de Supraveghere și Actul Constitutiv al societății și
formulează recomandări Consiliului de Supraveghere privind modificările necesare în politica de
guvernanță corporativă și documentele aferente;
• prezintă Consiliului de Supraveghere spre aprobare și, ulterior, revizuiește periodic Politica de
Guvernanță a societății;
• verifică conformitatea companiei cu reglementările naționale și internaționale privind guvernanța
corporativă, protejând interesele acționarilor și părților interesate.
• supraveghează implementarea politicii Societății privind prevenirea și gestionarea conflictelor de
interese, având responsabilitatea de a evalua, monitoriza și revizui aplicarea acesteia la nivelul
Consiliului de Supraveghere, al Directoratului și al personalului de conducere. Comitetul formulează
recomandări pentru asigurarea transparenței, integrității decizionale și protejarea intereselor legitime
ale companiei și ale acționarilor.
27
• revizuiește principiile si politica de delegare a autorității în societate, asigurând menținerea unui proces
efectiv și eficient de luare a deciziilor și face recomandări Consiliului de Supraveghere în acest sens;
• formulează recomandări privind îmbunătățirea calității fluxurilor de informații către Consiliul de
Supraveghere, principiile directoare pentru întocmirea documentației și prezentărilor către Consiliul de
Supraveghere, adecvarea raportărilor, inclusiv monitorizarea indicatorilor cheie de performanță
prezentați Consiliului de Supraveghere, dezvoltă și monitorizează politicile și strategiile de
sustenabilitate si implementarea acestora, integrând în activitatea companiei principii de
responsabilitate socială, protecția mediului și bune practici economice.
• revizuiește periodic politicile și reglementările interne care au impact asupra obiectivelor de
sustenabilitate, asigurând corelarea acestora cu obiectivele strategice ale companiei
• monitorizează calitatea și conformitatea raportărilor nefinanciare, în acord cu cerințele legale și
standardele internaționale;
• monitorizează și evaluează gradul de îndeplinire a indicatorilor-cheie de performanță aferenți
obiectivelor de guvernanță și sustenabilitate
• supraveghează riscurile legate de sustenabilitate, evaluează riscurile asociate cu sustenabilitatea,
inclusiv impactul social și de mediu al operațiunilor companiei
• promovează un climat de încredere, prin comunicarea permanenta cu investitorii, în vederea înțelegerii
temelor de interes și a priorităților acestora, cu scopul realizării unei guvernanțe eficiente.
• susține consolidarea relațiilor cu părțile interesate relevante
• promovează un mediu de afaceri bazat pe valori etice, transparență și integritate, asigurând că deciziile
sunt luate în interesul pe termen lung al companiei și al tuturor părților interesate. Acest comitet are
un rol important în alinierea activităților companiei cu așteptările investitorilor și cu tendințele globale
în ceea ce privește sustenabilitatea și responsabilitatea corporativă.
Consiliul de Supraveghere poate decide constituirea altor comitete, în funcție de nevoile specifice ale
Societății și de prioritățile strategice, stabilind mandatul, componența și atribuțiile fiecărui comitet în
conformitate cu obiectivele de guvernanță corporativă.
Informaţii privind şedinţele Consiliului de Supraveghere şi a comitetelor consultative în anul 2025
În 2025 au fost organizate 43 ședințe ale Consiliului de Supraveghere, cu respectarea prevederilor legale și
statutare, dintre care:
• 20 şedinţe au avut loc în format fizic/hibrid și
• 23 ședințe au avut loc prin vot electronic.
28
În continuare este prezentată situația participării membrilor CS (în format fizic/hibrid/electronic) la
ședințele Consiliului și ale comitetelor sale în anul 2025.
Nr.
Crt.
Nume
CS
(43 ședințe)
CNR
( 14 ședințe)
CA
(8 ședințe)
CGR
( 2 ședințe)
CGS
(5 ședințe)
1.
Silviu-Răzvan Avram
43
14
8
2
N/A
2.
George Toniuc
43
14
8
2
5
3.
Carmen Radu
43
14
8
N/A
5
4.
Ana-Barbara Bobircă
43
14
8
2
5
5.
Ion Ariton
6
N/A
1
N/A
6.
Emil Merdan
6
N/A
N/A
-
-
7.
Cătălin Popescu
6
5
N/A
-
-
8.
Petre Nicolescu
8
1
N/A
1
1
9.
Crisan Stoina
8
N/A
4
1
N/A
10.
Mihai Mihalache
8
N/A
4
1
1
11.
Ciprian Ene
29
8
N/A
1
N/A
12.
Anca Mitu
29
N/A
3
N/A
4
13.
Marius Perșinaru
13
N/A
N/A
1
2
Sursa: Hidroelectrica
Membrii Consiliului de Supraveghere care nu au participat la una sau mai multe ședințe CS/comitete au
transmis mandat de reprezentare.
Pe parcursul anului 2025, Comitetul de Nominalizare și Remunerare a ținut un număr de 14 ședințe atât
cu prezență fizică la sediul societății, cât și prin videoconferință sau electronic, iar printre punctele aflate
pe ordinea de zi s-au regăsit: raportul anual al Comitetului de Nominalizare si Remunerare pentru perioada
01.01.2024 – 31.12.2024, raportul anual consolidat al Directoratului si Consiliului de Supraveghere, raportul
de evaluare a activității Directoratului pentru anul 2024, raportul de evaluare a activității Consiliului de
Supraveghere pentru anul 2024.
Comitetul de Audit a ținut un număr de 8 ședințe în anul 2025, atât în format hibrid, cât și în format
electronic pe email, în cadrul cărora au fost analizate Raportul privind activitatea de audit public intern
aferentă anului 2024 desfășurată la nivelul SPEEH Hidroelectrica S.A. și s-au transmis recomandări
Consiliului de Supraveghere.
Comitetul de guvernanță corporativă a ținut un număr de 5 ședințe in anul 2025, atât în format hibrid, cât
și în format electronic, în care s-au abordat și analizat următoarele subiecte: Politica privind autoevaluarea
Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica S.A. (inclusiv Chestionarul de autoevaluare), aprobată ulterior
de Consiliul de Supraveghere, ROF-ul Consiliului de Supraveghere - propuneri de actualizare și aliniere cu
cele mai bune practici de guvernanță corporativă, inclusiv cu prevederile noului cod de guvernanță BVB;
corelarea obiectivelor din Planul de Administrare cu rezultatele obținute – sesiune de brainstorming privind
strategiile de îmbunătățire a alinierii dintre obiective și execuție, alte subiecte ce ț in de activitatea de
guvernanță.
Comitetul de risc a ținut un număr de 2 ședințe în format hibrid, în care s-au abordat diverse subiecte ca:
Politica de management al riscurilor, Revizuire/actualizare riscuri strategice, Analiza riscurilor asociate
tranziției energetice.
Auto-evaluarea activității Consiliului de Supraveghere
Autoevaluarea anuală a Consiliului se desfășoară în conformitate cu următoarele instrumente de
reglementare și guvernanță:
29
• OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativ ă a întreprinderilor publice, cu modificările ulterioare,
și normele metodologice de aplicare;
• Codul de Guvernanță Corporativă al BVB, la care Societatea aderă ca emitent listat;
• Principiile OCDE privind guvernanța corporativă a întreprinderilor de stat;
• Actul Constitutiv al Societății și Regulamentul de Organizare ș i Funcționare al Consiliului;
• Standardele de bune practici reflectate în recomandările Institutului European de Guvernanță
Corporativă (ECGI).
În temeiul art. 34 alin. (2) din OUG nr. 109/2011, Comitetul de Nominalizare și Remunerare are mandatul
de a sprijini Consiliul în evaluarea propriei performanț e.
Consiliul de Supraveghere trebuie să își evalueze în mod constant echilibrul mixului de competențe, să își
analizeze activitatea, să identifice aspectele ce trebuie îmbunătățite, astfel încât să efectueze toate actele
necesare pentru administrarea bunurilor societății în interesul acesteia, pentru îndeplinirea obiectului de
activitate și să exercite atribuțiile conferite prin Actul Constitutiv și contractul de mandat în condiții de
eficiență, economicitate, eficacitate, siguranță și legalitate.
Autoevaluarea are ca scop îmbunătățirea modului de supraveghere a societății, îmbunătățirea
performanței Consiliului, sintetizarea informațiilor, identificare punctelor forte și a punctelor slabe ale
Consiliului, ca organ compact de supraveghere.
La 28 februarie 2025, Consiliul a aprobat Politica privind autoevaluarea Consiliului de Supraveghere, însoțită
de un chestionar structurat pe opt dimensiuni tematice, transmis tuturor membrilor. Procesul a cuprins trei
etape:
(i) autoevaluarea individuală — chestionare completate independent;
(ii) evaluarea colectivă — analiză agregată ș i discuții colective privind concluziile;
(iii) plan de îmbunătățire și raportare — transpunerea concluziilor într-un plan de acțiune.
Chestionarul de autoevaluare, anexa a Politicii de autoevaluare, include opt secțiuni:
• Obiective, strategie și mandat;
• Măsurarea performanței;
• Relația cu actorii cheie;
• Guvernanta si proces decizional;
• Managementul riscurilor;
• Etica si conformitate;
• Componenta Consiliului si diversitate;
• Formare profesionala si dezvoltarea Consiliului.
Eșantionul cuprinde toți cei șapte membri ai Consiliului de Supraveghere. Șase din șapte au participat activ.
Emil Merdan, numit în noiembrie 2025, a ales s ă nu participe la evaluarea pentru întreg exercițiul 2025,
apreciind că durata mandatului s ău este insuficientă pentru o evaluare riguroasă a întregii perioade de
referință. Membrii Consiliului au răspuns independent, pe baza activității desfășurate în anul 2025.
În urma procesului de autoevaluare a Consiliului de Supraveghere al HIDROELECTRICA SA, media gradului
de apreciere a celor 7 membri ai Consiliului de Supraveghere este de 4.63 din 5.
30
Scoruri pe dimensiuni:
Dimensiune de evaluare
Scor (din 5)
Calificativ
Obiective, strategie și mandat
4,59
Peste așteptă ri
Măsurarea performanței
4,63
Peste așteptări
Relația cu actorii cheie (stakeholderi)
4,69
Peste așteptări
Guvernanța și procesul decizional
4,63
Peste așteptări
Managementul riscurilor
4,83
Excepțional
Etică și conformitate
4,73
Peste așteptări
Componența Consiliului și diversitate
4,55
Peste așteptări
Formare profesional ă și dezvoltarea Consiliului
4,42
Peste așteptări
MEDIE GENERALĂ AGREGATĂ
4,63
Peste așteptări
*Autoevaluarea performanței a utilizat următoarele grade de apreciere: 5 = remarcabil, 4 = peste așteptări/foarte bine, 3 = b ine, 2
= necesită îmbunătățiri, 1 = nesatisfăcător.
Sursa: Hidroelectrica
Evaluare calitativă:
Dimensiune
Evaluare 2025
Evoluție față de 2024
Structura și competențe ale Consiliului
Bun
Stabil
Funcționarea Consiliului și calitatea ședințelor
Bun
Stabil
Calitatea informațiilor furnizate Consiliului
Adecvat
În îmbunătățire
Supravegherea strategiei
Bun
În îmbunătățire
Supravegherea performan ței financiare
Foarte bun
Stabil
Managementul și guvernanța riscurilor
Adecvat
În îmbunătățire
Funcționarea comitetelor Consiliului
Bun
Stabil
Relația instituțională cu Directoratul
Bun
Stabil
Integrarea dimensiunii ESG
Adecvat
În îmbunătățire
Sursa: Hidroelectrica
Autoevaluarea pentru exercițiul 2025 confirmă că activitatea Consiliului de Supraveghere al
Hidroelectrica se desfășoară la un nivel ridicat de eficacitate și maturitate a guvernanței, cu un scor
agregat de 4,63 din 5,00 și un calificativ de Peste așteptări pe toate cele opt dimensiuni evaluate.
Punctele forte deosebite — in special in Managementul riscurilor (4,83), Etica si conformitate (4,73) si
Relația cu stakeholderii (4,69) — reflecta capacitățile robuste de supraveghere ale Consiliului și
angajamentul său față de standardele de integritate și transparenț a așteptate de investitorii internaționali.
Consiliul identifică în același timp direcții concrete de dezvoltare: formalizarea monitorizării implementării
deciziilor, consolidarea programelor de dezvoltare profesională și integrarea mai profundă a analizei de risc
în deliberările strategice.
Consiliul apreciază că arhitectura de guvernanță a Hidroelectrica — comitete specializate, procese de
supraveghere, standarde etice și guvernanța riscurilor — este aliniată cu principiile Ghidului OCDE privind
Guvernanța Corporativă a Întreprinderilor de Stat și cu practicile de referință ale companiilor energetice
listate de nivel european, astfel cum sunt reflectate în recomandările ECGI.
Consiliul își menține angajamentul de a evolua către nivelul de guvernanță integrată, caracteristic liderilor
de sector la scară europeană și de a susține dezvoltarea sustenabilă pe termen lung a Hidroelectrica în
beneficiul tuturor acționarilor și stakeholderilor săi.
Hidroelectrica a întreprins întotdeauna acțiuni pentru a asigura egalitatea de gen, principiu pe baza căruia
bărbații și femeile primesc remunerații egale și au drepturi egale în societate.
31
Societatea își propune să creeze un mediu de lucru în care diferențele individuale sunt acceptate și
apreciate. Este interzisă discriminarea pozitivă sau negativă de orice natură, bazată pe atributele reale sau
percepute ale individului.
La data întocmirii prezentului Raport, procentul de femei în cadrul Consiliului de Supraveghere este de 29%.
Potrivit informațiilor disponibile, nu există niciun acord, înțelegere sau legătură de familie între membrii
Consiliului de Supraveghere și altă persoană care să fi contribuit la numirea acestora ca membri în Consiliul
de Supraveghere.
La data de 31 decembrie 2025, niciun membru al Consiliului de Supraveghere nu deține acțiuni
Hidroelectrica.
Potrivit informațiilor deținute, membrii Consiliului de Supraveghere nu au fost implicați în litigii sau
proceduri administrative referitoare la activitatea lor în cadrul grupului în ultimii cinci ani și nici referitor la
capacitatea lor de a-și îndeplini atribuțiile în cadrul companiei, în ultimii cinci ani.
Preşedinte Consiliu de Supraveghere
Silviu-Răzvan AVRAM
32
II. Raportul Consolidat al Directoratului
1. Prezentarea grupului
Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica S.A. („Hidroelectrica” sau
„Societatea”) este o societate pe acțiuni administrată în sistem dualist care își desfășoară activitatea în
conformitate cu legislația din România, înființată în baza Hotărârii Guvernului României nr. 627 din 13 iulie
2000, înmatriculată în România la Oficiul Registrului Comerțului de pe lângă Tribunalul București sub
nr. J2000007426409, cu sediul social situat în România, București, sector 1, Bd. Ion Mih alache nr. 15-17,
etajele 10-15, având cod unic de înregistrare 13267213 și cod RON 787200IISRQX09PRB732.
Începând cu data de 12 iulie 2023, acțiunile emise de către Societate se tranzacționează pe piața
reglementată administrată de Bursa de Valori București.
1.1. Structura organizatorică
Hidroelectrica este principalul producător de energie electrică din România și principalul furnizor de servicii
de sistem din România, cu un rol esențial în securitatea Sistemului Energetic Național („SEN”).
Societatea deține și exploatează 188 de centrale hidroelectrice și microhidrocentrale (inclusiv cinci stații de
pompare) cu o capacitate totală instalată de producere a energiei hidroelectrice de aproximativ 6,3 GW si
un parc eolian cu o putere instalată totală de 108 MW.
Societatea are 7 sucursale hidroelectrice și o sucursală care administrează parcul eolian Crucea, prezentate
în imaginea de mai jos, Porțile de Fier și Vâlcea fiind cele mai importante pentru Grup din punct de vedere
al capacității acestora de producere a energiei electrice și al ponderii lor în producția totală de energie a
Grupului.
Sucursale Hidroelectrica; *PDF înseamnă Porțile de Fier
Sursa: Hidroelectrica
Societatea s-a angajat să producă energie 100% din surse regenerabile încă de la înființare și a jucat un rol
esențial în proiectarea și crearea de concepte tehnologice și operaționale care au devenit standardul în
sectorul său de activitate. Totodată, Hidroelectrica este vânzător angro, precum și furnizor de energie
electrică direct către clienții finali, clienți casnici (rezidențiali) și noncasnici (incluzând afaceri din diverse
sectoare industriale, cum ar fi producția de automobile, telecomunicații și construcții etc).
33
Ca producător de energie din sursă hidro și din sursă eoliană, Societatea valorifică sinergiile existente între
portofoliul de producție și cel de furnizare, dar și cele generate prin diversificarea portofoliului de producție
(către alte surse regenerabile, cum ar fi energia eoliană și solară) prin mixarea acestora cu sursa hidro.
La 31 decembrie 2025, Hidroelectrica are următoarele filiale (împreună, „Grupul”):
Filiala
Activitatea
Sediul
social
% participație la 31
decembrie 2025
% participație la 31
decembrie 2024
Hidroserv S.A.
(„Hidroserv”)
Servicii în sectorul
energetic
(întreținere,
reparații,
construcții)
București,
România
100%
100%
Uzina de Construcții
Mașini Hidroenergetice
S.R.L. („UCMH”)
Fabricarea de
motoare și turbine
Reșița,
România
100%
100%
Sursa: Hidroelectrica
Hidroserv prestează servicii de mentenanță și reparații pentru obiectivele hidroelectrice ale Grupului,
asigurând funcționarea instalațiilor hidroenergetice aferente. Aceasta oferă o gamă largă de servicii
tehnice, inclusiv lucrări de întreținere preventivă și corectivă, dar și consultanță tehnică specializată.
Începând cu octombrie 2016, Hidroserv s-a aflat în procedură de insolvență, în contextul căreia, în iunie
2020 a fost aprobat un plan de reorganizare de către Adunarea Creditorilor si confirmat de judecătorul
sindic. La data de 23 octombrie 2023, Hidroserv a reușit achitarea integrală a creanțelor înscrise la masa
credală a societății, prin distribuirea anticipată a sumelor aferente ultimelor trimestre din cuprinsul
“Tabelului Definitiv”. Ca efect al implementării planului de reorganizare, Hidroserv a ieșit din procedura de
insolvență pe data de 26 iunie 2025 și se află în etapa de pregătire pentru inițierea unui nou ciclu de
creștere.
UCMH este specializată în fabricarea de echipamente și componente mecanice pentru hidrocentrale și alte
instalații energetice. UCMH asigura suport tehnic și de producție pentru Hidroelectrica, contribuind la
realizarea programului de mentenanță și la realizarea programului de retehnologizare și modernizare a
echipamentelor și infrastructurii hidroenergetice.
În 22 februarie 2023, Societatea a fost declarată câștigătoare a procedurii de vânzare a liniilor de business
ABC și platforma Câlnicel, care erau în proprietatea U.C.M. Reșița S.A.. În ianuarie 2024, urmare a aprobării
AGEA Hidroelectrica, a fost înființată o nouă filială, Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice S.R.L., prin
care a fost preluată afacerea de la U.C.M. Reșița S.A.. Obiectul principal de activitate al noii filiale este
fabricarea de motoare și turbine (cod CAEN 2811).
Capitalul social și principalele caracteristici ale acțiunilor emise de Societate
Capitalul social înregistrat al Societății de 4.498.025.670 RON este în întregime subscris și vărsat, fiind
împărțit în 449.802.567 de acțiuni ordinare, nominative, liber transferabile, fiecare având o valoare
nominală de 10 RON/acțiune, emise în formă dematerializată, cu cod ISIN RO4Q0Z5RO1B6 și tranzacționate
pe piața reglementată administrată de BVB sub simbolul „H2O”.
34
1.2. Principalele activități ale Grupului
Producerea de energie electrică și servicii de sistem
Grupul produce energie electrică prin exploatarea a 188 de hidrocentrale și microhidrocentrale (inclusiv
cinci stații de pompare) și 36 de turbine eoliene de 3MW fiecare, obiective amplasate strategic în opt
sucursale pe teritoriul României. Portofoliul de centrale hidroelectrice aflat în exploatare are în
componență aprox. 54% centrale hidroelectrice cu acumulare, 46% centrale pe firul apei și sub 1%
capacități de pompare. Principala capacitate de producție o reprezintă Porțile de Fier I și Porțile de Fier II,
cumulând aproximativ 22,75% din capacitatea instalată și 42,6% din producția totală de energie electrică
în ultimii zece ani.
Hidroelectrica a intrat în domeniul producției de energie eoliană prin achiziționarea companiei Crucea Wind
Farm, reprezentând 4% din capacitatea eoliană totală în România, la nivelul anului 2022. Ulterior, Adunarea
Generală a Acționarilor a aprobat fuziunea prin absorbție a acesteia în Hidroelectrica începând cu data de
31 decembrie 2022.
Energia electrică produsă de către Societate este valorificată pe piețele de tranzacționare angro a energiei,
dar și pe piața cu amănuntul (prin activitatea de furnizare către consumatorii finali).
Pentru exploatarea capacităților, Hidroelectrica operează sub regimul Licenței nr. 332 din 24.07.2001 emisă
de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei (ANRE) pentru exploatarea comercială a
capacităților de producere a energiei electrice, valabilă până la data de 24.07.2026, în conformitate cu
reglementările și normele specifice din domeniu.
Hidroelectrica este, de asemenea, principalul furnizor de servicii de sistem din România, asigurând astfel
stabilitatea funcționării Sistemului Energetic Național („SEN”). Societatea furnizează servicii de sistem
(cunoscute și sub denumirea de „servicii tehnologice de sistem”) către operatorul sistemului energetic
Sursă: Hidroelectrica S.A., rapoarte anuale ale ANRE (Autoritatea Naţională de Reglementare în domeniul Energiei)
Note:
1. Cotele medii de piață între 2020 și 2025, bazate pe energia totală livrată în rețea conform datelor companiei
2. Pe baza cotelor de piață ale furnizorilor din piața competitivă conform raportului ANRE din decembrie 2025
3. Energie livrată in anul 2025
4. Totalul emisiilor de GES (gaze cu efect de seră) per venit net (tCO2 echivalent/unitate monetară)
35
național, Transelectrica S.A., prin Licența pentru furnizare de energie electrică și condițiile asociate licenței
nr. 2215 din 06.05.2020. Astfel, Transelectrica S.A. achiziționează servicii tehnologice de sistem de la
Societate, în baza unei proceduri reglementate de ANRE, pe bază de contract, pentru a menține nivelul de
siguranță în funcționare a sistemului energetic și calitatea energiei transportate la parametrii ceruți de
reglementările în vigoare.
Furnizarea de energie electrică consumatorilor finali
Piața energiei electrice pentru consumatorii finali din România este liberalizată, astfel încât toți
consumatorii sunt liberi să își aleagă furnizorul de energie electrică la prețuri negociate. Piața concurențială
de energie electrică le oferă consumatorilor posibilitatea să-și aleagă furnizorul și oferta care răspund cel
mai bine nevoilor lor, la un preț competitiv.
Veniturile din segmentul de furnizare al Grupului includ energia activă precum și costurile transferate, care
sunt costurile cu certificatele verzi, costurile de transport și distribuție de energie electrică, costurile de
introducere de energie electrică în sistem și alte costuri fixe etc.
1.3. Misiune, viziune, valori
Misiunea Hidroelectrica: Să creăm valoare prin producerea și comercializarea energiei electrice, într-o
manieră responsabilă față de comunitate și mediu, în condiții de calitate și performanță.
Viziunea Hidroelectrica: Consolidarea poziției de lider în producerea de energie electrică și furnizarea
serviciilor tehnologice de sistem, respectând principiile dezvoltării durabile.
Valorile Hidroelectrica: Performanță, integritate, responsabilitate socială, creativitate, spirit de echipă.
1.4. Elemente de strategie
În calitatea sa de lider în producerea de energie electrică la nivel naţional, cu activităţi sustenabile în sensul
răspunderii sociale faţă de comunităţile cu care vine în contact şi a protecţiei mediului, Hidroelectrica are
ca obiectiv general orientarea spre creşterea continuă a valorii pentru acţionari, prin derularea de afaceri
predictibile şi profitabile.
Hidroelectrica urmărește să se numere printre producătorii de energie regenerabilă la nivel european care
își desfășoară activitatea în condiţii de înaltă calitate tehnică şi siguranţă.
Strategia pentru dezvoltarea și evoluția Hidroelectrica este aliniată cu politicile europene și țintele
ambițioase asumate de România pentru decarbonizarea economiei până în anul 2030, respectiv 49%
energie regenerabilă din total consum, contribuind în mod direct la asigurarea de noi capacități de
producere din surse regenerabile, eoliene și solare, care să înlocuiască treptat capacitățile existente pe
combustibili fosili, programate pentru închidere.
Principalele direcții strategice urmărite de Directoratul Hidroelectrica sunt:
• Optimizarea activelor hidroenergetice existente prin stimularea eficienței operaționale, cu accent
pe activități de mentenanță (echipamente și construcții), corelata cu lucrări de retehnologizare a
bazei de active, vizând o performanță predictibila și constantă;
36
• Implementarea de noi tehnologii pentru proiectele hidroenergetice aflate în diferite stadii de
execuție;
• Promovarea creșterii și diversificării prin dezvoltarea de noi capacități de producție și valorificarea
unor potențiale sinergii cu alte surse regenerabile, inclusiv prin explorarea oportunităților de
fuziuni și achiziții;
• Creșterea cotei deținute pe piața de furnizare a energiei electrice;
• Concentrarea asupra valorii pentru acționari printr-un echilibru între eficiență operațională și
investiții pentru a maximiza randamentele, susținut de o politică de dividend cu o rată de distribuție
de cel puțin 90% din profit;
• Maximizarea generării de lichidități și a câștigului total pentru acționari;
• Raportarea conform cerințelor legislației europene în domeniu și Ghidului de raportare a ESG;
• Obținerea unui rating de sustenabilitate;
• Implementarea celor mai bune practici de guvernanță corporativă;
• Îmbunătățirea sistemului de raportare și comunicare cu investitorii și analiștii.
Sursa: Hidroelectrica
Având în vedere faptul că sectorul energetic va cunoaște o transformare fără precedent în următoarea
perioadă, pornind de la analiza SWOT a Hidroelectrica și coroborând cu așteptările acționarilor cu privire la
poziționarea societății în contextul accelerării tranziției energetice, având oportunitatea de a deveni liderul
tranziției energetice din România, îndeplinirea obiectivelor strategice ale Hidroelectrica va fi concretizată
în următoarele direcții esențiale de acțiune:
37
1. Organizare – Eficientizare internă a Grupului - esențială pentru a poziționa optim grupul în vederea
livrării de rezultate. Simplificarea procedurilor interne în vederea scurtării perioadelor de
implementare, eficientizarea structurii de costuri și optimizarea structurii de personal;
2. Operare – Mentenanță bazată pe stare, adoptarea soluțiilor de digitalizare in corelare cu programul
de retehnologizare si modernizare în vederea creșterii eficienței operaționale a Societății și
finalizare la termen a investițiilor în curs;
3. Dezvoltare și diversificare – Prioritizare proiecte de investiții și monitorizare implementare.
Diversificarea portofoliului de producție și creșterea portofoliului de furnizare;
4. Guvernanță – Alinierea Grupului la standardele de guvernanță corporativă specifice companiilor
listate. Alocarea de resurse în vederea realizării unui sistem de raportare integrat atât la nivel
individual cât și consolidat, care să permită personalizarea informației - tip dashboard, pentru
monitorizarea diverselor fluxuri în timp real, în vederea îmbunătățirii timpilor de reacție, a
procesului decizional pe ansamblu. Raportare conformă și transparentă, comunicare eficientă cu
investitorii. Îndeplinirea cerințelor de raportare de sustenabilitate; definirea și atingerea țintelor
de ESG.
Unul dintre obiectivele strategice pe termen lung ale Grupului este participarea la dezvoltarea profesională
a angajaților, prin îmbunătățirea continuă a cunoștințelor și competențelor profesionale.
Grupul se va menține pe drumul dezvoltării durabile pe care a intrat prin respectarea valorilor culturii
organizaționale și a principiilor de afaceri, protejând, susținând și îmbunătățind continuu în același timp
capitalul uman, natural și financiar pentru viitor. Grupul poate, astfel, să se implice în formarea și
dezvoltarea acestui spirit și în rândul tinerei generații, care trebuie să înțeleagă, să adopte și să aplice
principiile dezvoltării durabile.
Viziunea Directoratului pentru dezvoltarea strategică și sustenabilă a Societății, cu accent pe creșterea
valorii Hidroelectrica, în corelație cu contextul, tendinţele și oportunitățile actuale ale pieței de energie
locale și regionale, precum şi cu prognozele şi perspectivele ce pot fi anticipate este de a asigura
menţinerea unei companii moderne, viabile financiar, sustenabile economic, care să ofere servicii de
calitate clienţilor, să fie responsabilă faţă de societate, faţă de toţi ceilalţi parteneri implicaţi în derularea
serviciului şi faţă de mediu, în condiţiile unei dezvoltări durabile.
1.5. Dezvoltarea previzibilă a Societății
Hidroelectrica urmărește în permanență valorificarea optimă a potențialului hidroenergetic amenajat, prin
obținerea unui grad de performanță, fiabilitate și disponibilitate ridicat pentru hidroagregatele aflate în
exploatare, precum si prelungirea ciclului de funcționare cu 25-30 ani la parametrii nominali, în condiții de
eficiență și siguranță crescute pentru capacitățile modernizate și retehnologizate.
În acest scop, este vizată consolidarea poziției Hidroserv în circuitul economic și transformarea UCMH
Reșița S.A. într-un contractor general al proiectelor energetice de anvergură la nivel național, într-o
companie modernă, integrată de mentenanță și modernizare echipamente hidroenergetice, care să
cuprindă în același loc capacitatea de producție și montare echipamente. Toate aceste acțiuni vizează
38
securizarea portofoliului existent de active de producție, garantând astfel performanțele companiei pe
termen lung.
Una dintre preocupările permanente ale conducerii Hidroelectrica este gestionarea optimă a bugetului de
investiții al companiei și a portofoliului de obiective de investiții, prin promovarea de proiecte noi și
urmărirea finalizării celor aflate în curs de execuție, pentru realizarea de noi capacități de producție din
surse regenerabile, modernizarea, reabilitarea și retehnologizarea capacităților existente, a proiectelor de
diversificare a afacerilor companiei, precum și a activității de fuziuni și achiziții.
Dezvoltarea afacerilor se va realiza prioritar prin creșterea capacității de generare, urmărindu-se creșterea
producţiei de energie electrică, atât prin utilizarea potenţialului hidroenergetic existent, diversificarea
portofoliului de producție a energiei electrice, inclusiv prin achiziția și/sau dezvoltarea de capacități de
producție a energiei din alte surse regenerabile de energie și/sau achiziția de participații la alte companii.
Optimizarea funcţionării capacităţilor de producţie existente în portofoliu trebuie să aibă în vedere
sinergiile care se pot obține prin combinarea mai multor surse de energie regenerabilă: hidro – eolian, hidro
– solar, hidro – solar – hidrogen, hidro – stocare baterii, eolian – stocare baterii, solar – stocare baterii.
Astfel, se urmărește diminuarea impactului riscurilor climatice la care este expusă în mod constant
compania și, în același timp, obținerea unei predictibilități crescute a prognozei de producție, reducerea
costurilor cu dezechilibrele, optimizarea costurilor cu operarea, generându-se beneficii multiple în
programarea vânzărilor de energie și obținerea de venituri suplimentare, prin utilizarea în administrarea
activelor energetice a Centralelor Electrice Virtuale (Virtual Power Plants).
În cadrul procesului de optimizare a producției de energie electrică se urmăresc analiza și implementarea
de proiecte pilot și care vor aduce un aport semnificativ al capacităților de producție, după cum urmează:
• proiect pilot prin care se combină energia eoliană cu baterii de stocare în cadrul parcului eolian de
la Crucea;
• proiect pilot prin care se combină energia hidro produsă pe cursul râului cu baterii de stocare,
soluție ce poate fi replicată în oricare centrală de acest tip din portofoliul Hidroelectrica;
• instalarea de panouri fotovoltaice la centralele proprii în vederea acoperirii parțiale a consumurilor
proprii tehnologice;
• instalarea de panouri fotovoltaice flotante care să funcționeze în tandem cu grupurile hidro în
cadrul aceleiași unități dispecerizabile;
• implementarea unui sistem pilot avansat de management al activelor de producție (SAMA) cu
ajutorul căruia se vor optimiza și eficientiza procesele de gestionare a activelor critice de producție,
prin centralizarea și valorificarea informațiilor aferente acestora, având ca obiective principale
eficiența operațională, mentenanța predictivă, inteligența decizională și gradul ridicat de
disponibilitate a echipamentelor.
Soluția integrată de management al activelor de producție va utiliza datele statice și operaționale
în cadrul unor soluții de tip EAM (Enterprise Asset Management), cu acoperirea întregului ciclu de
viață al activelor: planificare, achiziție, punere în funcțiune, operare, mentenanță, optimizare și
scoatere din uz, precum și în soluții de tip APM (Asset Management Performance), cu preluarea și
modelarea datelor operaționale provenite din sistemele SCADA, IoT, EAM utilizând funcționalități
avansate de analiză predictivă bazată pe modele statistice și algoritmi de inteligență artificială
(AI/ML), pentru a identifica tendințele de degradare a echipamentelor, a anticipa defecțiunile și a
sprijini luarea deciziilor de mentenanță optimizată;
• dezvoltarea unui proiect pilot demonstrativ Digital Twin pentru o centrală hidroelectrică, în
vederea optimizării funcționării în exploatare prin simularea de diverse scenarii și a identificării
39
parametrilor de funcționare optimi, precum și implementarea mentenanței predictive la nivelul
acestor active;
• operaționalizarea în Hidroelectrica a activității de cercetare-inovare, prin realizarea unui Centru de
inovare și sănătate a activelor la nivelul Hidroelectrica, în proiectele căruia vor fi atrași alături de
specialiștii Hidroelectrica, cercetători, cadre universitare, academicieni etc.
Diversificarea portofoliului de producție din alte surse regenerabile vizează trei direcții principale de
acțiune:
• Creștere organică - dezvoltarea propriilor proiecte de centrale din surse regenerabile, inclusiv prin
hibridizare cu centralele hidro existente (“behind-the-meter”).
• Creștere prin achiziții - Prin activitatea de M&A, Hidroelectrica analizează oportunitatea de a
achiziționa capacități de producție la stadiul RTB (“Ready to build”) sau la COD (Commercial
Operations Date).
• Crearea de parteneriate strategice cu entități de prestigiu cu capacitate dovedită de a opera,
construi și pune în funcțiune capacități de producție din surse regenerabile. Aceste parteneriate
prezintă avantajul transferului rapid de know-how și al experienței dovedite în domeniile vizate de
Hidroelectrica.
Strategia companiei de implementare a unor măsuri de accelerare a tranziției către o societate cu energie
verde prin cercetare, inovare, analiză, dezvoltare și explorare de noi modele de afaceri, are ca obiectiv final
creșterea sustenabilă a Hidroelectrica.
40
2. Reperele anului 2025
În anul 2025, evoluțiile macroeconomice au fost caracterizate de un ritm moderat de creștere a PIB, sub
potențial, în contextul unui mediu marcat de incertitudini politice în prima parte a anului, presiuni
inflaționiste persistente – inclusiv în urma liberalizării prețurilor la energie electrică în luna aprilie – și
menținerea unor condiții financiare restrictive. În acest cadru, politica fiscal-bugetară a vizat consolidarea
deficitului, prin măsuri care au avut impact asupra dinamicii investițiilor publice și a consumului.
Pe fondul acestor factori, economia a înregistrat o încetinire în a doua parte a anului, cu o contracție în
trimestrele III și IV. Totodată, nivelul ridicat al deficitului bugetar și dinamica datoriei publice au continuat
să influențeze costurile de finanțare la nivel suveran.
Diferențele dintre prognozele inițiale și evoluțiile efective au rămas semnificative atât în 2024, cât și în
2025. În pofida acestui context macroeconomic complex, piața de capital din România a înregistrat o
performanță solidă, indicele BET-TR consemnând o creștere semnificativă pe parcursul anului. În același
timp, evoluția prețului ajustat al acțiunii Hidroelectrica a reflectat particularitățile operaționale ale anului,
în special condițiile hidrologice nefavorabile, care au influențat nivelul producției. Acest impact a fost parțial
compensat de performanța solidă a segmentului de furnizare, unde compania și-a consolidat poziția de
lider pe piața concurențială, precum și de continuarea programelor investiționale, în pofida unor provocări
de implementare.
Per ansamblu, compania a demonstrat capacitatea de a naviga un mediu macroeconomic și operațional
complex, menținând o poziționare solidă pe piață și o bază operațională robustă pentru dezvoltarea pe
termen mediu și lung.
Pe fondul evoluțiilor recente înregistrate în sectorul producției de energie regenerabilă (eolian și
fotovoltaic) la nivel european și global, Hidroelectrica își menține strategia prudentă de dezvoltare în
domeniul energiei regenerabile, păstrându-și obiectivul intrării în proiecte noi de investiții doar acolo unde
rentabilitatea investiției este superioară costul capitalului.
În plan comercial, Hidroelectrica și-a păstrat orientarea către asigurarea predictibilității veniturilor din
vânzarea energiei pe piețele la termen, adaptându-și totodată modelul operațional și comercial la
constrângerile generate de scăderea producției. Astfel, compania a integrat mai activ componenta de
achiziție de energie din piață, în vederea compensării deficitului de producție proprie și a menținerii
disciplinei de livrare aferente portofoliului contractual.
Angajații reprezintă resursa cea mai important ă pentru Hidroelectrica, menținerea, motivarea și atragerea
de personal calificat rămânând o prioritate absolută în contextul dificil al asigurării forței de muncă și al
specificităților pieței puternic concurențiale pe care activează.
41
3. Evenimente cheie în 2025
3.1. Adunări Generale ale Acționarilor
În data de 25 februarie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat Adunarea General ă Ordinară a
Acționarilor pentru data de 31 martie 2025, ca urmare a solicitării acționarului Statul Român prin
Ministerul Energiei, cu următoarele puncte principale pe ordinea de zi:
o Aprobarea formei și conținutului Actului Adițional nr. 2 la Contractul de Mandat încheiat cu membrii
Consiliului de supraveghere ai S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A., propus de acționarul Statul Român prin
Ministerul Energiei.
o Informarea Adunării Generale Ordinare a Acționarilor cu privire la Raportul Consiliului de Supraveghere
al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. pe Semestrul I 2024.
Toate punctele pe ordinea de zi a AGOA au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății, cu
majoritatea voturilor exprimate.
În data de 6 martie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGOA pentru data de 10 aprilie 2025. În
urma solicitării acționarului Statul Român prin Ministerul Energiei de completare a ordinii de zi, principalele
puncte supuse aprobării, conform convocatorului completat, au fost următoarele:
o Aprobarea Bugetului de Venituri și Cheltuieli al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A pe anul 2025.
o Aprobarea ratificării și confirmării actelor și/sau faptelor întreprinse și/sau efectuate de societatea
KPMG Audit SRL, în calitatea sa de auditor financiar în scopul asigurării limitate a raportării privind
durabilitatea, în conformitate cu cerințele Directivei (UE) 2022/2464 privind raportarea corporativă de
sustenabilitate („CSRD”) și ale actului delegat nr. 5303/2023 privind standardele europene de raportare
a durabilității („ESRS”), care completează Directiva CSRD, transpusă în legislația națională pri n Ordinul
MFP nr. 85/2024 pentru reglementarea aspectelor referitoare la raportarea privind durabilitatea
(„OMFP 85/2024”), pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024, în temeiul Contractului și
al reglementărilor legale și profesionale aplicabile, până la data prezentei inclusiv.
o Revocarea unor membri Consiliului de Supraveghere din cauze neimputabile, în vederea îndeplinirii
jalonului nr. 121 din Planul Național de Redresare și Reziliență al României, în conformitate cu
prevederile art. 36.10 din Contractul de mandat.
o Alegerea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere.
o Aprobarea duratei mandatului membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere aleși pentru o
perioadă de 5 luni, conform prevederilor OUG nr.109/2011 privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare.
o Stabilirea indemnizației fixe brute lunare a membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere aleși in
cuantumul stabilit in conformitate cu Hotărârea Adunării Generală Ordinare a Acționarilor
nr.10/28.03.2023.
o Aprobarea formei contractului de mandat ce va fi încheiat cu membrii provizorii ai Consiliului de
Supraveghere aleși, în forma propusă de Ministerul Energiei.
o Aprobarea declanșării procedurii de selecție pentru posturile de membrii în Consiliul de Supraveghere
rămase vacante, în conformitate cu prevederile OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, cu modificările și completările ulterioare. Procedura de selecție a fost derulată
de către Ministerul Energiei, în calitatea de autoritate publică tutelară.
În cadrul ședinței din data de 10 aprilie 2025, AGOA a hotărât următoarele:
42
Pentru punctul 3 pe ordinea de zi, respectiv:
Revocare membrii ai Consiliului de Supraveghere din cauze neimputabile, în vederea îndeplinirii jalonului
nr. 121 din Planul Național de Redresare și Reziliență al României, în conformitate cu prevederile art.
36.10 din Contractul de mandat (vot secret),
AGOA revocă următorii membri ai Consiliului de Supraveghere, din cauze neimputabile:
• Dl. Petre-Iulian Nicolescu
• Dl. Mihai-Liviu Mihalache
• Dl. Cristian-Nicolae Stoina
Pentru punctul 5 pe ordinea de zi, respectiv:
Alegerea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere (vot secret),
AGOA numește următoarele persoane în calitate de membri provizorii ai Consiliului de Supraveghere:
• Dl. Marius Perșinaru
• Dna. Anca Mitu
• Dl. Ciprian-Mihail Ene
Restul punctelor de pe ordinea de zi a AGOA au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății,
cu majoritatea voturilor exprimate.
În data de 26 martie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGOA Anuală pentru data de 29 aprilie
2025, cu următoarele puncte principale pe ordinea de zi:
o Aprobarea Situațiilor Financiare anuale individuale auditate ale S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. la data și
pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024, întocmite în conformitate cu Ordinul
Ministrului Finanțelor Publice („O.M.F.P.”) nr. 2844/2016.
o Aprobarea Situațiilor Financiare anuale consolidate auditate ale S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. împreună
cu filiala sa, la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024, întocmite în
conformitate cu O.M.F.P. nr 2844/2016.
o Aprobarea Situațiilor Financiare anuale consolidate auditate ale S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. împreună
cu filiala sa, la data și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2024, întocmite în
conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară („IFRS”) emise de IASB.
o Raportul Anual al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A. care cuprinde Raportul Directoratului și Raportul
Consiliului de Supraveghere, pentru exercițiul financiar încheiat la data de 31 decembrie 2024.
o Repartizarea profitului net al exercițiului financiar 2024, a valorii totale a dividendului brut în suma de
4.043.229.023 RON, precum și a valorii dividendului brut pe acțiune în suma de 8,988897 RON.
o Descărcarea de gestiune a Consiliului de Supraveghere și a Directoratului pentru exercițiul financiar
încheiat la 31 decembrie 2024.
o Raportul de Remunerare a Consiliului de Supraveghere și a Directoratului pentru anul financiar 2024.
o Informarea cu privire la Bugetul de Venituri si Cheltuieli consolidat al Grupului Hidroelectrica pentru
anul 2025.
o Data de 4 iunie 2025 ca Data de Înregistrare, data de 3 iunie 2025 ca „Ex Date” și data de 25 iunie 2025
ca Data Plății dividendelor pentru exercițiul financiar 2024.
o Raportul de evaluare anuală a membrilor Consiliului de Supraveghere.
43
Toate punctele pe ordinea de zi a AGOA au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății, cu
majoritatea voturilor exprimate.
În data de 19 iunie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGEA pentru data de 28 iulie 2025, ca
urmare a solicitărilor acționarului Statul Român prin Ministerul Energiei, și a suplimentat ulterior ordinea
de zi cu un punct referitor la numirea auditorului financiar. Principalele puncte pe ordinea de zi au fost
următoarele:
o Aprobarea indicatorilor-cheie de performanță financiari si nefinanciari rezultați din Planul de
Administrare al Hidroelectrica, care vor constitui anexa la contractele de mandat ale membrilor
Consiliului de Supraveghere si Directoratului Hidroelectrica.
o Aprobarea formei ș i conținutului Actului Adițional la contractul de mandat ce va fi încheiat cu membrii
Consiliului de Supraveghere al societății în forma ș i conținutul propus de Ministerul Energiei.
o Aprobarea componentei integrale a planului de selecție aferenta procedurii de selecție pentru posturile
vacante din Consiliul de Supraveghere.
o Aprobarea numirii auditorului financiar al Hidroelectrica, Ernst & Young Assurance Services SRL, pentru
prestarea serviciilor detaliate în nota de fundamentare prezentată acționarilor, pentru o perioadă de
trei ani, respectiv pentru exercițiile financiare 2025, 2026 si 2027.
Toate punctele pe ordinea de zi a AGOA au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății, cu
majoritatea voturilor exprimate.
În data de 10 iulie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGEA pentru data de 11 August 2025, cu
următoarele puncte principale pe ordinea de zi:
o Informarea AGA privind aprobarea de către Consiliul de Supraveghere a actualizării Devizului General
la data de 01.09.2024 in preturi valabile la data de 31.08.2024 și a indicatorilor tehnico-economici ai
obiectivului de investiții „Amenajarea Hidroenergetica Pașcani”.
o Aprobarea noilor indicatori tehnico-economici ai obiectivului de investiții „Amenajarea
Hidroenergetica Răstolița”, conform valorilor rezultate din documentația „Optimizarea și actualizarea
indicatorilor tehnico-economici ai obiectivului de investiții Amenajarea Hidroenergetica Răstolița” –
ediția 2025 realizată de către Departamentul Proiectare Hidroelectrica.
o Aprobarea realizării obiectivului de investiții „Retehnologizare CHE Râul Mare Retezat” conform noilor
indicatori tehnico-economici rezultaț i în urma actualizării Devizului general și a indicatorilor tehnico-
economici.
o Aprobarea documentației pe baza căreia urmează să se obțină Certificatul de Atestare a Dreptului de
Proprietate asupra terenurilor aflate in patrimoniul Hidroelectrica ocupate de incinta Nod Hidrotehnic
Porțile de Fier 1 si de incinta MHC Baru Mare – Captare si Bazin Compensator.
o Informarea Adunării Generale a Acționarilor privind încheierea contractului de achiziție de servicii de
„Reînnoire subscripții SAP IS-U, S4HANA, Servicii Suport SAP”.
o Informarea Adunării Generale a Acționarilor privind încheierea unor tranzacții cu alte întreprinderi
publice, conform art. 52 din OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativ ă a întreprinderilor
publice, cu modificările și completările ulterioare.
În cadrul ședinței AGEA din data de 11 august 2025, toate punctele pe ordinea de zi au fost aprobate de
către acționarii societății, cu majoritatea voturilor deținute.
44
În data de 1 august 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGOA pentru data de 8 septembrie 2025,
ca urmare a solicitării acționarului Statul Român prin Ministerul Energiei, cu următoarele puncte principale
pe ordinea de zi:
o Revocarea unui membru provizoriu din cadrul Consiliului de Supraveghere ca urmare a încetării duratei
mandatului acestuia in data de 9 septembrie 2025.
o Retragerea discutării punctelor 2,3,4,5 si 6 de pe ordinea de zi a Adunării Generale a Acționarilor din
data de 08.09.2025.
o Alegerea unui membru provizoriu, în cadrul Consiliului de Supraveghere ca urmare a vacantarii poziției
la punctul (1) al ordinii de zi, începând cu data de 10 septembrie 2025.
o Stabilirea duratei mandatului membrului provizoriu ales la punctul (2), pentru o perioadă de 2 luni,
conform prevederilor OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu
modificările și completările ulterioare.
o Stabilirea indemnizației fixe brute lunare a membrului provizoriu din cadrul Consiliului de Supraveghere
ales la punctul (2), in cuantumul stabilit in conformitate cu Hotărârea Adunării Generale Ordinare a
Acționarilor nr. 10/28.03.2023.
o Aprobarea formei contractului de mandat ce va fi încheiat cu membrul provizoriu din cadrul Consiliului
de Supraveghere, ales la punctul (2), în forma propusă de Ministerul Energiei.
o Prelungirea cu 2 luni a duratei mandatelor pentru 2 (doi) membri provizorii din cadrul Consiliului de
Supraveghere.
o Aprobarea încheierii actelor adiționale la contractele de mandat privind prelungirea cu 2 (două) luni a
duratei mandatului membrilor provizorii din cadrul Consiliului de Supraveghere în forma propusă de
Ministerul Energiei si stabilirea indemnizației in cuantumul stabilit in conformitate cu Hotărârea
Adunării Generală Ordinare a Acționarilor nr.10/28.03.2023.
În cadrul ședinței din data de 8 septembrie 2025, AGOA a hotărât următoarele:
Pentru punctul 1 pe ordinea de zi, respectiv:
o Revocarea unui membru provizoriu din cadrul Consiliului de Supraveghere ca urmare a încetării duratei
mandatului acestuia în data de 09.09.2025 (vot secret),
AGOA revoca pe dl. Marius Perșinaru.
Pentru punctul 7 pe ordinea de zi, respectiv:
o Prelungirea cu 2 luni a duratei mandatelor pentru 2 (doi) membri provizorii din cadrul Consiliului de
Supraveghere,
AGOA prelungește durata mandatelor următoarelor persoane – membri în Consiliul de Supraveghere:
• Dna. Anca Mitu
• Dl. Ciprian-Mihail Ene
Punctele 2-6, au fost respinse la data ședinței de către acționarii societății, cu majoritatea voturilor
exprimate, iar restul punctelor (1.1, 9 si 10) au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății,
cu majoritatea voturilor exprimate.
45
În data de 29 septembrie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGOA pentru data de 31 octombrie
2025. În urma solicitării acționarului Statul Român prin Ministerul Energiei de completare a ordinii de zi,
principalele puncte supuse aprobării, conform convocatorului completat, au fost următoarele:
o Aprobarea Bugetului de Venituri si Cheltuieli Rectificat al Hidroelectrica pe anul 2025, conform Notei
de Fundamentare prezentata acționarilor.
o Adunarea Generala Ordinara a Acționarilor este informata cu privire la Raportul Consiliului de
Supraveghere al Hidroelectrica pe Semestrul I 2025.
o Revocarea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica, începând cu data de 9
noiembrie 2025, ca urmare a încetării duratei mandatului acestora.
o Alegerea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica, începând cu data de 9
noiembrie 2025.
o Stabilirea duratei mandatului membrilor provizorii ai Consiliului de supraveghere aleși la punctul (4),
pentru o perioadă de 5 luni, sau până la finalizarea procedurii de selecție derulata in conformitate cu
prevederile OUG nr. 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările
și completările ulterioare, dacă selecția se finalizează înainte de termenul menționat.
o Stabilirea indemnizației fixe brute lunare a membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere aleși
conform punctului (4), in conformitate cu Hotărârea Adunării Generale Ordinare a Acționarilor
Hidroelectrica nr. 10/28.03.2023.
o Aprobarea formei contractului de mandat ce va fi încheiat cu membrii provizorii ai Consiliului de
supraveghere aleși conform punctului (4), în forma propusă de Ministerul Energiei.
În cadrul ședinței din data de 31 octombrie 2025, AGOA a hotărât următoarele:
Pentru punctul 3 pe ordinea de zi, respectiv:
o Revocarea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A, începând
cu data de 09.11.2025, ca urmare a încetării duratei mandatului acestora (vot secret),
AGOA revoca pe dna. Anca Mitu si pe dl. Ciprian-Mihail Ene.
Pentru punctul 4 pe ordinea de zi, respectiv:
o Alegerea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere al S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A, începând
cu data de 09.11.2025 (vot secret),
AGOA numește pe dna. Anca Mitu si pe dl. Ciprian-Mihail Ene.
Restul punctelor pe ordinea de zi au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății, cu
majoritatea voturilor exprimate.
În data de 17 octombrie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGOA pentru data de 20 noiembrie
2025. În urma solicitării acționarului Statul Român prin Ministerul Energiei de completare a ordinii de zi,
recepționată în data de 5 noiembrie 2025, principalele puncte supuse aprobării, conform convocatorului
completat, sunt următoarele:
o Informare cu privire la motivele și încetarea prin acordul părților a contractelor de mandat ale domnului
Károly Borbély – Președinte Directorat (CEO) și domnului Marian Fetița – Membru Directorat (CFO),
precum și contextul și condițiile încetării contractelor de mandat ale acestora.
o Revocarea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica, începând cu data
ședinței, ca urmare a finalizării procedurii de selecție.
46
o Alegerea membrilor Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica, începând cu data ședinței.
o Stabilirea duratei mandatului membrilor Consiliului de Supraveghere aleși la punctul (3), începând cu
data ședinței și până la data de 28 martie 2027, data ce corespunde cu finalizarea mandatului
membrilor Consiliului de Supraveghere numiți prin Hotărârea AGOA nr. 10 din data de 28 martie 2023.
o Stabilirea indemnizației fixe brute lunare a membrilor Consiliului de Supraveghere aleși conform
punctului (3), în conformitate cu art.4 din AGOA nr. 10 din data de 28 martie 2023.
o Aprobarea formei contractului de mandat ce va fi încheiat cu membri Consiliului de Supraveghere aleși
conform punctului (3), în forma propusă de Ministerul Energiei.
În cadrul ședinței din data de 20 noiembrie 2025, AGOA a hotărât următoarele:
Pentru punctul 2 pe ordinea de zi, respectiv:
o Revocarea membrilor provizorii ai Consiliului de Supraveghere al SPEEH Hidroelectrica SA, începând cu
data ședinței, ca urmare a finalizării procedurii de selecție (vot secret),
AGOA revoca pe dna. Anca Mitu și pe dl. Ciprian-Mihail Ene.
Pentru punctul 3 pe ordinea de zi, respective:
o Alegerea membrilor Consiliului de Supraveghere al SPEEH Hidroelectrica SA, începând cu data
ședinței (vot secret):
AGOA numește pe d l. Cătălin Vlăduț Popescu, dl. Ion Ariton si pe dl. Emil Merdan.
Restul punctelor pe ordinea de zi supuse votului au fost aprobate la data ședinței de către acționarii
societății, cu majoritatea voturilor exprimate.
În data de 13 noiembrie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGOA pentru data de 17 decembrie
2025. În urma solicitării acționarului Statul Român prin Ministerul Energiei de completare a ordinii de zi,
recepționată în data de 28 noiembrie 2025, precum și a completării Directoratului Hidroelectrica,
principalele puncte supuse aprobării, conform convocatorului completat, sunt următoarele:
o Aprobarea formei și conținutului actului adițional la contractele de mandat ale membrilor Consiliului
de Supraveghere Hidroelectrica, pentru punerea în aplicare a modificărilor aduse la OUG nr. 109/2011
privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, astfel cum a fost modificată prin Legea nr.
158/2025, în formele propuse de către societate.
o Aprobarea formei și conținutului actului adițional la contractele de mandat ale membrilor Consiliului
de Supraveghere Hidroelectrica, pentru punerea în aplicare a modificărilor aduse la OUG nr. 109/2011
privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, astfel cum a fost modificată prin Legea nr.
158/2025, în forma propusă de Ministerul Energiei.
Actul adițional la contractele de mandat ale membrilor Consiliului de Supraveghere Hidroelectrica a fost
aprobat la data ședinței de către acționarii societății, în forma propusă de către Ministerul Energiei, cu
majoritatea voturilor exprimate, celelalte forme propuse de societate fiind respinse in cadrul AGOA. Restul
punctelor aflate pe ordinea de zi au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății, cu
majoritatea voturilor exprimate.
47
În data de 23 decembrie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGEA pentru data de 27 ianuarie
2026. Principalele puncte supuse aprobării, conform convocatorului completat, au fost următoarele:
o Aprobarea:
• (i) Înființării de către Hidroelectrica împreună cu EDF power solutions International a unei societăți
mixte/asociere în participație (Joint Venture Company - JVC) în cote egale de 50% - 50% fiecare;
• (ii) Acordul Acționarilor (Shareholders Agreeement, SHA) care urmează a fi încheiat de către
Hidroelectrica cu EDF power solutions International, prin care se definesc termenii și condițiile
privind modul de funcționare al unei companii (societăți mixte/asociere în participație (Joint
Venture Company - JVC) care va fi înființată de către părți în vederea dezvoltării proiectului
Centralei Hidroelectrice cu Acumulare prin Pompaj (CHEAP) Tarnița – Investiția/ Oportunitatea
Propusă.
o Aprobarea achiziției de servicii avocațiale de consultanță juridică în legătură cu procesul de majorare a
capitalului social al Hidroelectrica.
o Aprobarea documentațiilor întocmite în vederea obținerii Certificatului de Atestare a Dreptului de
Proprietate asupra terenurilor aflate în patrimoniul Hidroelectrica, pentru șase incinte, din care cinci
situate în județul Maramureș și o incintă situată în județul Bihor.
o Aprobarea achiziției serviciilor avocațiale de consultanță juridică având în vedere obiectivul societății
de achiziționare la punerea în funcțiune a centralei CHEAP Frasin-Pângărați, cu o putere instalată de
300 MW ce va fi dezvoltată și construită de Hidro Blue Energy SRL.
o Informare privind aprobarea de către Consiliul de Supraveghere a noilor indicatori tehnico-economici
pentru obiectivul de investiții „Retehnologizarea stațiilor de pompare energetică de mare putere
Petrimanu, Jidoaia și Lotru-Aval – UHE DORIN PAVEL”, rezultați în urma actualizării Devizului general și
a indicatorilor tehnico-economici.
o Informare privind aprobarea de către Consiliul de Supraveghere a obiectivului de investiții
„Retehnologizare CHE Gogoșu”, conform Studiului de fezabilitate și a indicatorilor tehnico-economicio
aferenți.
o Informare privind aprobarea de către Consiliul de Supraveghere a noilor indicatori tehnico-economici
pentru obiectivul de investiții „Retehnologizare CHE Brădișor”, rezultați în urma actualizării Devizului
general și a indicatorilor tehnico-economici.
o Informare privind aprobarea de către Consiliul de Supraveghere a actualizării Devizului general pentru
obiectivul de investiții „Retehnologizare CHE Stejaru”, în vederea continuării lucrărilor „rest de
executat”, conform noilor indicatori tehnico-economici rezultați din documentația „Studiu de
fezabilitate. Actualizarea devizului general și a indicatorilor tehnico-economici”- aprilie 2024.
o Informarea privind încheierea unor tranzacții cu alte întreprinderi publice, conform art. 52 din OUG
109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și completările
ulterioare.
Informații cu privire la hotărârile AGEA din data de 27 ianuarie 2026 se regăsesc la capitolul Evenimente
ulterioare.
48
3.2. Modificări ale structurilor de conducere
Componența Consiliului de Supraveghere
În cadrul ședinței AGOA din data de 10 aprilie 2025, acționarii au aprobat revocarea următorilor membri ai
Consiliului de Supraveghere din cauze neimputabile, în vederea îndeplinirii jalonului nr.121 din Planul
Național de Redresare și Reziliență al României, in conformitate cu prevederile art. 36.10 din Contractul de
mandat:
• Dl. Petre-Iulian Nicolescu
• Dl. Mihai-Liviu Mihalache
• Dl. Cristian-Nicolae Stoina
De asemenea, în cadrul aceleiași ședințe, AGOA a numit următoarele persoane în calitate de membri
provizorii ai Consiliului de Supraveghere:
• Dl. Marius Perșinaru
• Dna. Anca Mitu
• Dl. Ciprian-Mihail Ene
În data de 8 septembrie 2025, AGOA aprobă revocarea dl. Marius Perșinaru, ca urmare a încetării duratei
mandatului acestuia în data de 9 septembrie 2025 ș i prelungește cu 2 luni durata mandatelor pentru dna.
Anca Mitu și dl. Ciprian-Mihail Ene.
În data de 20 noiembrie 2025, AGOA revocă membrii provizorii ai Consiliului de Supraveghere ș i numește
3 membri cu contracte de mandat valabile pana la data de 28 martie 2027, ca urmare a finalizării procedurii
de selecție, respectiv:
• Dl. Cătălin Vlăduț Popescu
• Dl. Ion Ariton
• Dl. Emil Merdan
Numire Președinte al Consiliului de Supraveghere și stabilirea componentei comitetelor consultative
În data de 5 mai 2025, Consiliul de Supraveghere a hotărât numirea dlui. Silviu-Răzvan Avram in calitate de
Președinte al Consiliului de Supraveghere si a hotărât componenta comitetelor consultative.
Ca urmare a numirii din data de 20 noiembrie 2025 a celor 3 membrii permanenți ai Consiliului de
Supraveghere, în data de 24 noiembrie 2025 a fost stabilita o noua componenta a comitetelor consultative.
Astfel, structura acestora in cursul anului 2025 este următoarea:
Comitetul de Nominalizare si Remunerare
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
George-Marius Toniuc -
Președinte
George-Marius Toniuc – Președinte
George-Marius Toniuc -
Președinte
2
Silviu Răzvan Avram - Membru
Silviu-Răzvan Avram – Membru
Silviu Răzvan Avram - Membru
3
Carmen Radu - Membru
Carmen Radu – Membru
Carmen Radu - Membru
4
Petre-Iulian Nicolescu – Membru
Ciprian-Mihail Ene – Membru
Cătălin-Vlăduț Popescu - Membru
5
Ana-Barbara Bobircă - Membru
Ana-Barbara Bobircă – Membru
Ana-Barbara Bobircă - Membru
49
Comitetul de Audit
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
Carmen Radu – Președinte
Carmen Radu – Președinte
Carmen Radu – Președinte
2
George-Marius Toniuc – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
3
Silviu-Răzvan Avram – Membru
Silviu-Răzvan Avram – Membru
Silviu-Răzvan Avram – Membru
4
Cristian-Nicolae Stoina – Membru
Anca Mitu – Membru
Ana-Barbara Bobirca – Membru
5
Mihai-Liviu Mihalache – Membru
Ana-Barbara Bobirca – Membru
Ion Ariton – Membru
6
Ana-Barbara Bobirca – Membru
-
-
Comitetul de Gestionare a Riscurilor
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
Silviu-Răzvan Avram – Președinte
Silviu-Răzvan Avram – Președinte
Silviu-Răzvan Avram – Președinte
2
Cristian-Nicolae Stoina – Membru
Marius Persinaru – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
3
Petre-Iulian Nicolescu – Membru
George-Marius Toniuc – Membru
Ana-Barbara Bobirca – Membru
4
Mihai-Liviu Mihalache – Membru
Ana-Barbara Bobirca – Membru
Cătălin Vlăduț Popescu –
Membru
5
George-Marius Toniuc – Membru
Ciprian-Mihail Ene – Membru
Emil Merdan – Membru
6
Ana-Barbara Bobircă – Membru
-
-
Comitetul de Guvernanta si Sustenabilitate
1 ianuarie – 4 mai 2025
5 mai – 23 noiembrie 2025
24 noiembrie 2025 – 31 dec 2025
1
Ana-Barbara Bobirca - Președinte
Ana-Barbara Bobirca – Președinte
Ana-Barbara Bobirca - Președinte
2
Petre-Iulian Nicolescu - Membru
Anca Mitu – Membru
Emil Merdan - Membru
3
George Marius Toniuc - Membru
George-Marius Toniuc – Membru
George Marius Toniuc - Membru
4
Carmen Radu - Membru
Carmen Radu – Membru
Carmen Radu – Membru
5
Mihai Liviu Mihalache - Membru
Marius Persinaru – Membru
Ion Ariton - Membru
Sursa: Hidroelectrica
Componența Directoratului
In cadrul ședinței din data de 19 septembrie 2025, Consiliul de Supraveghere, împreuna cu domnul Karoly
Borbely – Președintele Directoratului/CEO, respectiv cu domnul Marian Fetița – Membru Directorat/CFO,
au hotărât încetarea de comun acord a contractelor de mandat, începând cu data de 19 septembrie 2025.
Decizia a fost adoptată de Consiliul de Supraveghere în interesul companiei și al tuturor acționarilor, ținând
seama de obligațiile care decurg din Jalonul 121 (PNRR), de contextul instituit prin Decizia Comisiei
Europene C(2025) 3490/28.05.2025 și de statutul Hidroelectrica de emitent listat pe o piață reglementată.
De asemenea, în cadrul ședinței din data de 19 septembrie 2025, Consiliul de Supraveghere a hotărât
preluarea atribuțiilor CEO de către domnul Bogdan-Nicolae Badea, membru Directorat și a celor de CFO de
către domnul Radu-Ioan Constantin, membru Directorat, ca efect al vacantării celor dou ă poziții din
Directorat și pentru asigurarea stabilității guvernan ței și activității companiei.
50
În data de 22 septembrie 2025, Consiliul de Supraveghere a hotărât demararea procedurii de selecție
pentru cele doua poziții vacante, de CEO, respectiv CFO, procedura derulata de un expert independent
specializat în recrutarea resurselor umane, ale cărui servicii sunt contractate în condițiile legii.
Astfel, în data de 3 octombrie 2025 a fost publicat anunțul privind recrutarea și selecția candidaților pentru
pozițiile de CEO și CFO, conținând condițiile ce trebuie întrunite de candidați și criteriile de evaluare/selecție
ale acestora, în conformitate art. 35 (6) din OUG 109/2011 privind guvernanța corporativă a întreprinderilor
publice, cu modificările ș i completările ulterioare. Termenul de depunere a candidaturilor a fost la data de
4 noiembrie 2025.
În data de 19 noiembrie 2025, procedura declanșată prin Hotărârea CS din data de 22 septembrie 2025
pentru poziția de membru în Directorat – CFO a fost declarată închisă, întrucât nu a fost identificat niciun
candidat eligibil care să poată fi propus spre numire, conform Raportului expertului independent specializat
în recrutarea resurselor umane.
În data de 26 noiembrie 2025, Consiliul de Supraveghere a constatat că niciun candidat nu se aliniază pe
deplin cerințelor asociate funcției de CEO în acest moment și, în conformitate cu OUG nr. 109/2011 și cu
principiile de transparență, competitivitate și integritate, Consiliul de Supraveghere a decis reluarea
imediată a procesului de selecție. Pentru a asigura continuitatea operațională până la finalizarea selecției,
Consiliul de Supraveghere menține măsurile interimare privind preluarea atribuțiilor de CEO și de CFO.
Informații suplimentare privind componenta structurilor de conducere, respectiv componența Consiliului
de Supraveghere, a comitetelor consultative și a Directoratului pot fi consultate la capitolele Raportul
Consiliului de Supraveghere și Directoratul din prezentul Raport.
3.3. Investiț ii
Finalizare licitație pentru sistem de stocare Li-ion la Crucea Nord
În data de 7 aprilie 2025, Hidroelectrica a anunțat finalizarea licitației pentru procedura de achiziție a
instalației de stocare cu baterii Li-ion in Parcul Eolian Crucea Nord, prin semnarea contractului cu ofertantul
declarat câștigător, respectiv asocierea formată din Prime Batteries Technology SRL și Enevo Group
S.R.L. Instalația va fi montată în cadrul Substației Crucea din Parcul Eolian Crucea Nord, deținut și operat
de Hidroelectrica, având o capacitate instalată de 108 MW.
Scopul principal al investiției îl reprezintă reducerea dezechilibrelor interne la parcul eolian aflat în
portofoliul Hidroelectrica, furnizarea de servicii de echilibrare a sistemului energetic
național, îmbunătățirea performantelor turbinelor eoliene ș i scăderea nivelului de uzură a sistemelor
electromecanice ale turbinelor.
Prețul contractului este de 80 milioane RON fără TVA, iar termenul de implementare este de 12 luni de la
data semnării contractului.
După punerea în funcțiune a instalației de stocare, puterea nominală a instalației va fi de 36 MW, cu o
capacitate nominală de stocare (energie) de 72 MWh.
51
Contract pentru proiect fotovoltaic in centrale pe sectorul mijlociu si inferior al râului Olt
În data de 9 mai 2025, Hidroelectrica a anunțat semnarea contractului de lucrări având ca obiect realizarea
la cheie a obiectivului „Valorificarea potențialului fotovoltaic în cadrul centralelor de producere a energiei
electrice amplasate pe sectorul mijlociu și inferior al râului Olt”.
Contractul a fost atribuit în urma unei proceduri competitive, câștigătorul desemnat fiind Servelect SRL cu
subcontractantul Electroplus SRL.
Scopul principal al investiției este creșterea capacității de producere de energie electrică regenerabilă prin
instalarea unor sisteme fotovoltaice pe acoperișurile celor 20 de centrale hidroelectrice deținute de
Hidroelectrica, amplasate pe sectorul mijlociu si inferior al râului Olt.
Valoarea contractată este de 9 milioane RON fără TVA, cu termen de realizare de 24 de luni (4 luni pentru
proiectare și 20 luni pentru execuție).
Sistemul fotovoltaic constă în panouri fotovoltaice de 620 W, invertoare tip 100 kW și optimizoare de
energie, cu o putere instalată în panouri de: 2.955,58 kW, iar energia produsă va fi de: 3.710,87 MWh/an.
Această investiție marchează o premieră pentru companie, fiind primul proiect de amplasare panouri
fotovoltaice din cadrul Hidroelectrica.
Obiectivele urmărite sunt utilizarea potențialului fotovoltaic al regiunii prin construirea de sisteme de
producere energie electrica din surse regenerabile (SPER), reducerea emisiilor de CO2, corelat cu reducerea
consumului propriu tehnologic (CPT) cu efect în optimizarea costului de producție si eficientizarea modului
de exploatare si de valorificare a energiei electrice produse, ca urmare a sinergiei dintre utilizarea
capacității de producție din surse fotovoltaice cu cea hidro din amplasament.
Semnarea contractului pentru retehnologizarea Centralei Hidroelectrice Stejaru
În data de 13 octombrie 2025, Hidroelectrica a semnat contractul de lucrări pentru proiectul
„Retehnologizare CHE Stejaru – Retehnologizare HA1÷HA4 și instalații centrală”, unul dintre cele mai ample
proiecte de investiții din portofoliul companiei.
Contractul, cu o valoare de 97 milioane euro fără TVA, a fost atribuit Societății de Servicii Hidroenergetice
HIDROSERV SA, care va colabora cu următorii subcontractanți: Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice,
General Design Tech, Compania de Consultanta in Energie si Mediu S.A., Hydro Proiect Invest,
Electromontaj, Nibaco și Electromontaj Carpați S.A.
Investiția este finanțată din fonduri proprii Hidroelectrica, iar atribuirea contractului s-a făcut prin
procedura de licitație deschisă, pe baza criteriului „cel mai bun raport calitate-preț”, conform legislației
privind achizițiile sectoriale (Legea nr. 99/2016).
Proiectul are ca scop modernizarea si retehnologizarea completa a celor patru hidroagregate de tip I (HA1–
HA4), precum și a instalațiilor generale ale centralei, contribuind la creșterea eficienței energetice,
securizarea instalațiilor și extinderea duratei de viață a echipamentelor. Durata contractului este de 66 de
luni.
Situată în județul Neamț, Centrala Hidroelectrica Stejaru (cunoscută și ca „CHE Dimitrie Leonida”) este parte
a amenajării hidrotehnice a râului Bistrița ș i reprezintă un reper tehnologic al industriei energetice
românești. Lucrările de retehnologizare vor include componente de proiectare, furnizare echipamente,
montaj, punere în funcțiune și monitorizare post-implementare.
52
Semnarea contractului pentru retehnologizarea stațiilor de pompare energetică de mare putere
Petrimanu, Jidoaia și Lotru
În data de 10 noiembrie 2025, Hidroelectrica a semnat contractul pentru realizarea proiectului de
„Retehnologizare a stațiilor de pompare energetică de mare putere Petrimanu, Jidoaia și Lotru – aval UHE
Dorin Pavel”, ca urmare a finalizării etapelor procedurii de atribuire derulate prin negociere competitiv ă.
Contractul, cu o valoare estimata de 487 milioane RON (98 milioane EUR) fără TVA, a fost atribuit la valoarea
finala de 98 milioane EUR fără TVA companiei ELECTROMONTAJ S.A., cu subcontractanții ELIN MOTOREN
GmbH, VOITH HYDRO GmbH & Co. KG si BUTAN GRUP S.R.L.
Retehnologizarea celor trei stații de pompare de mare putere - Petrimanu, Jidoaia si Lotru – în aval de UHE
Dorin Pavel – reprezintă una dintre cele mai importante investiții în infrastructura energetică a
Hidroelectrica din ultimii ani, cu impact direct asupra creșterii eficienței energetice, a flexibilității
operaționale și a capacității de echilibrare a Sistemului Energetic National. Proiectul va permite prelungirea
duratei de viață a instalațiilor de pompare cu cel puțin 30 de ani, va îmbunătăți randamentul
echipamentelor electromecanice si al sistemelor de comanda și va integra tehnologii moderne de
automatizare și control digital, compatibile cu standardele SCADA/EMS utilizate în cadrul companiei.
Totodată, retehnologizarea va contribui la creșterea capacității de reacție rapidă a SEN î n situații de
dezechilibru energetic și la o mai bun ă valorificare a producției din surse regenerabile.
3.4. Alte evenimente-cheie
Publicare indicatori operaționali – cheie preliminari
• În 10 februarie 2025, Hidroelectrica a publicat indicatorii operaționali cheie preliminari pentru T4 2024.
• În 29 aprilie 2025, Hidroelectrica a publicat indicatorii operaționali cheie preliminari pentru T1 2025.
• În 29 iulie 2025, Hidroelectrica a publicat indicatorii operaționali cheie preliminari pentru T2 2025.
• În 29 octombrie 2025, Hidroelectrica a publicat indicatorii operaționali cheie preliminari pentru T3 2025
Închiderea procedurii insolvenței S.S.H. Hidroserv S.A.
În conformitate cu Hotărârea pronunțată în data de 25 iunie 2025 de Tribunalul București, în dosarul nr.
36365/3/2016, instanța a închis procedura insolven ței împotriva debitoarei S.S.H. Hidroserv SA, filiala a
Hidroelectrica, prin reinserție în circuitul economic. Reamintim c ă, în data de 10 octombrie 2016, S.S.H.
Hidroserv S.A. a intrat în procedură generală de insolvență, în conformitate cu prevederile Legii nr. 85/2014.
Servicii Market Maker
Începând cu data de 7 martie 2025, Hidroelectrica beneficiază de servicii de Market Maker oferite de BRK
Financial Group, participant la sistemul de tranzacționare al BVB, care și-a asumat rolul de a susține
lichiditatea acțiunilor. Astfel, furnizorul va afișa cotații ferme la cumpărare și vânzare de minim 11.000
acțiuni, pentru cel puțin 90% din ședința de tranzacționare, la un spread maxim de 2,5%.
Informare anuala privind echilibrul de gen
În data de 14 iulie 2025 compania a informat pârțile interesate cu privire la reprezentarea din perspectiva
genului în cadrul structurilor de conducere. Consiliul de Supraveghere are în componenta sa 7 membri
neexecutivi, dintre care 4 membri de gen masculin si 3 membri de gen feminin. Sexul subreprezentat al
membrilor neexecutivi (cel feminin) reprezintă 43%. Astfel, Hidroelectrica îndeplinește obiectivul
prevăzut la art. 109^3 lit. a) din Legea 24/2017, respectiv “membrii sexului subreprezentat să dețină cel
53
puțin 40% din posturile de administrator neexecutiv”, ponderea sexului subreprezentat în rândul
membrilor neexecutivi ai Consiliului de Supraveghere fiind de 43%.
Informații suplimentare se regăsesc la capitolul Evenimente ulterioare.
3.5. Distribuire dividende
În data de 28 aprilie 2025, Adunarea Generală a Acționarilor a aprobat distribuirea dividendelor din profitul
anului 2024 către acționarii înregistrați la data de 4 iunie 2025, în sumă de 4.043 milioane RON,
reprezentând 100% din profitul net al anului 2024, eligibil pentru distribuire conform situațiilor financiare
individuale statutare ale Societății.
3.6. Tranzacții cu părți afiliate conform art. 108 din Legea nr. 24/2017
În data de 13 februarie 2025 Hidroelectrica a raportat tranzacțiile realizate cu Exim Banca Românească din
perioada 28 iunie 2024 – 10 ianuarie 2025, a căror valoare cumulata depășește pragul de 5% din activele
nete ale Hidroelectrica, raport întocmit conform prevederilor art. 108 din Legea 24/2017 privind emitenții
de instrumente financiare și operațiuni de piață, republicată.
De asemenea, au fost publicate Rapoartele independente de asigurare limitata ale auditorul financiar
aferente semestrului II 2024 si semestrului I 2025, in data de 31 ianuarie 2025, respectiv in data de 30 iulie
2025.
54
4. Hidroelectrica pe piața de capital
4.1. Oferta Publică Inițială a societății Hidroelectrica
În perioada 23 iunie - 4 iulie 2023 s-a derulat oferta publică inițială (IPO) având drept obiect acțiuni emise
de Hidroelectrica reprezentând până la 19,94% din totalul acțiunilor emise de Societate, realizată de Fondul
Proprietatea S.A., pentru care s-a înregistrat un număr total de peste 50.000 de ordine de cumpărare. În
urma exercitării opțiunii de supra-alocare acordate de Fondul Proprietatea băncilor intermediare
desemnate, întreaga deținere a Fondului, constând în 89.708.177 acțiuni, a fost vândută pr in intermediul
tranzacției derulate în cadrul Bursei de Valori București.
Prima zi de tranzacționare a fost 12 iulie 2023.
4.2. Structura acționariatului și evoluția prețului acțiunii
Structura acționariatului la data de 31 decembrie 2025
Sursa: Hidroelectrica, Depozitarul Central
Structura acționariatului la data de 31 decembrie 2025 este prezentată în tabelul de mai jos:
Acționar
Dețineri la 31
decembrie
2025
Procent dețineri din
capitalul social la
31 decembrie 2025
Dețineri la 31
decembrie
2024
Procent dețineri din
capitalul social la
31 decembrie 2024
Statul Român prin
Ministerul Energiei
360.094.390
80,0561%
360.094.390
80,0561%
Persoane juridice
75,600,136
16,8074%
73.287.787
16,2933%
Persoane fizice
14,108,041
3,1365%
16.420.390
3,6506%
Total
449.802.567
100,0000%
449.802.567
100,0000%
Sursa: Hidroelectrica, Depozitarul Central
55
Începând cu data de 12 iulie 2023, acțiunile Hidroelectrica sunt incluse în componența unei serii de indici
BVB, inclusiv în cea a indicelui BET (indicele de referință al pieței locale de capital, care reflectă evoluția
celor mai tranzacționate companii de pe piața reglementată a BVB), precum și în componența indicelui BET-
NG (indicele sectorial care reflectă evoluția companiilor listate pe piața reglementată a BVB care activează
în domeniul energiei).
În perioada imediat următoare listării/ ofertei publice, Hidroelectrica a fost inclusă în indicii internaționali
MSCI și FTSE Russell, pe baza unor mecanisme rapide de includere specifice IPO-urilor, datorită dimensiunii
semnificative a companiei.
În perioada 1 ianuarie – 31 decembrie 2025, conform informațiilor publicate de BVB, acțiunile
Hidroelectrica au înregistrat un preț minim de închidere de 115 RON/acțiune (8 mai 2025) și un preț maxim
de închidere de 125 RON/acțiune (19 decembrie 2025), prețul mediu de închidere fiind de 121,72
RON/acțiune.
La 31 decembrie 2025, Hidroelectrica ocupa locul 2 în topul companiilor românești listate la BVB în ceea ce
privește capitalizarea, înregistrând o valoare de 55,9 miliarde RON.
În cursul exercițiului financiar încheiat la 31 decembrie 2025 nu au existat tranzacții privind achiziția
propriilor acțiuni de către Hidroelectrica.
Sursa: Hidroelectrica, BVB
56
*Prețul ajustat este calculat prin cumularea prețului de închidere al actiunii H2O cu valoarea dividendului, de 13,99 RON, pentru a
reflecta randamentul total, inclusiv dividendele, oferind astfel o imagine a performantei acțiunii pentru investitori.
Sursa: Hidroelectrica, BVB
În 2025, acțiunile Hidroelectrica și piața per ansamblu (BET-TR) au înregistrat evoluții preponderent
negative în prima parte a anului (până în luna mai), pentru ca în a doua parte a anului, Hidroelectrica să
consemneze o apreciere consistentă până în iulie la nivelul prețului ajustat, urmată de o tranzacționare
laterală până în noiembrie și o recuperare importantă în decembrie, astfel că performanța prețului ajustat
a fost de 9,2% per ansamblul anului 2025.
În ceea ce privește randamentul prețului ajustat al acțiunii H2O de 9,17% din 2025, acesta a rezultat dintr-
un randament de 1,80% al prețului acțiunii pe BVB și dintr-un randament de 7,37% al dividendului.
La 31 decembrie 2025, randamentul anualizat al acțiunii (CAGR), incluzând dividendele, raportat la prețul
de listare de 104 RON a fost 15,07%, din care 7,44% provine din aprecierea prețului acțiunii pe BVB.
La aceeași data, randamentul agregat al acțiunii (calculat prin împărțirea prețului de închidere la data de
31 decembrie 2025, inclusiv dividendele, la prețul de listare de 104 RON) a fost de 41,52%, rezultat dintr-o
apreciere de 19,42% a prețului pe BVB și un randament de 22,10% din dividende.
Indicator
iul 2023-dec 2024
2025
2024
2025 vs 2024
Volum tranzacționat (nr. acțiuni)
63.879.579
12.316.507
21.819.840
-43,6%
Rulaj mediu zilnic (nr. acțiuni)
98.580
49.663
81.115
-38,8%
Valoare tranzacționată (mld. RON)
7,6
1,5
2,7
-45,3%
Preț mediu (RON)
119,73
121,52
125,49
-3,2%
Capitalizare - sfârșit perioada (mld. RON)
50,9
50,9
50
1,8%
Preț minim închidere (RON)
108
115
116
-1,1%
Preț maxim închidere (RON)
137
125
137
-8,9%
Preț închidere final perioada (RON)
124,20
124,20
122,00
1,8%
Valoare dividend(e) H2O (RON)
8,988897
13,99
-35,7%
Randament preț acțiune H2O (%)
19,4%
1,8%
-5,1%
-
Randament preț ajustat* H2O (%)
41,5%
9,2%
5,7%
-
Randament dividende** H2O(%)
22,1%
7,4%
10,9%
-32,3%
Randament dividende** BET-TR (%)
30,6%
9,1%
7,4%
22,8%
Sursa: Hidroelectrica, BVB
57
*Randamentul dividendului este calculat prin împărțirea valorii dividendului brut, de 8,988897 RON, la prețul de închidere de la ex-
date – 3 iunie 2025, respectiv 118,8 RON.
Sursa: Hidroelectrica, BVB
În cadrul AGA din data de 29 aprilie 2025 a fost aprobată valoarea totală a dividendului brut în sumă de
4.043 milioane RON, precum și valoarea bruta a dividendului pe acțiune de 8,988897 RON, randamentul
dividendului* fiind de 7,57%.
4.3. Relația cu Investitorii
În calitate de companie listată începând din luna iulie 2023, Hidroelectrica are în structura organizatorică
un serviciu dedicat comunicării cu acționarii și investitorii (Serviciul Relația cu Investitorii, “IR”), atât prin
mijloacele specifice pieței de capital, cât și prin organizarea și participarea la conferințe de prezentare a
performanțelor companiei.
Conform calendarului financiar, Hidroelectrica a organizat teleconferințe de prezentare a rezultatelor
financiare aferente anului 2025 (luna martie 2025) trimestrelor I si III 2025 (luna mai si, respectiv, luna
noiembrie 2025) si semestrului I 2025 (luna august 2025).
În cursul anului 2025, reprezentanții Hidroelectrica au participat la următoarele conferințe:
• „Conviction Equity Investors Conference 2025”, organizată de ERSTE in data de 29 ian 2025, în Londra
• „WOOD's EM-E NYC Conference” organizată de Wood&Co în perioada 3-4 aprilie 2025, în New York
• „The Finest CEElection Investor Conference 2025”, organizată de ERSTE în 26-29 mai în Varșovia
• „Frontier Investor Day” organizată de Wood&Co în data de 3 iunie 2025, în Londra
• „Romania Investor Days” organizată de Wood&Co în data de 1 octombrie 2025, în București
• „European Utilities and Energy Summit 2025” organizata de Morgan Stanley în data de 9 septembrie
2025
Totodată, la solicitarea punctuală a unor analiști, acționari sau investitori, serviciul IR organizează
conferințe cu reprezentanții relevanți ai companiei, în vederea clarificării aspectelor legate de activitatea
Hidroelectrica.
Creșterea transparenței și calității comunicării cu investitorii prin informare continuă se numără printre
principalele obiective ale companiei. În acest sens, pe pagina de internet a societății,
www.hidroelectrica.ro, secțiunea Relația cu Investitorii, se regăsesc toate informațiile necesare părților
interesate în procesul de fundamentare a deciziei de investire. Conținutul secțiunilor se actualizează
permanent, cu respectarea cerințelor legale, dar și a celor mai bune practici în domeniu.
De altfel, compania a obținut pentru a doua oară consecutiv punctajul maxim, 10, pentru indicatorul
Vektor, care vizează promovarea implementării celor mai bune practici în relațiile cu investitorii și
conformitatea cu Codul de Guvernanță Corporativă al Bursei de Valori București, în acord cu așteptările
58
investitorilor instituționali și individuali. Acest indicator este publicat pe website-ul BVB, pe pagina
emitentului.
5. Guvernanță Corporativă
Guvernanța corporativă în Hidroelectrica se desfășoară în conformitate cu prevederile Legii societăților nr.
31/1990, republicată, cu modificările și completările ulterioare, ale Legii nr. 24/2017 privind emitenții de
instrumente financiare și operațiuni de piață, republicată și ale legislației secundare adoptate de ASF pentru
aplicarea Legii nr. 24/2017, ale Codului BVB și ale Codului de Guvernanță Corporativă al BVB, precum și în
conformitate cu prevederile Actului Constitutiv în vigoare și ale regulamentelor interne aplicabile.
Totodată, Hidroelectrica intră sub incidența prevederilor OUG nr. 109 din 30 noiembrie 2011 privind
guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările şi completările ulterioare, aprobată prin
Legea nr. 111/2016.
Acţiunile Hidroelectrica sunt tranzacționate, începând cu data de 12 iulie 2023, pe piaţa reglementată
administrată de BVB, categoria Premium, sub simbolul “H2O”.
Hidroelectrica se aliniază cerințelor pieței de capital şi celor mai bune practici din domeniul guvernanței
corporative prin dezvoltarea şi adaptarea în mod constant a modelului de guvernanţă corporativă.
Toți deținătorii de instrumente financiare beneficiază de tratament egal, Societatea asigurându-se de o
comunicare eficientă, activă și transparentă cu acționarii săi prin intermediul canalelor de comunicare
reglementate (platforma BVB, platforma ASF), dar şi prin publicarea tuturor documentelor relevante pe
website-ul propriu, www.hidroelectrica.ro.
De asemenea, Societatea a implementat politici și proceduri care reglementează guvernanţa companiei, pe
care le actualizează constant, în conformitate cu prevederile Codului de Guvernanță Corporativă al BVB.
Acestea pot fi consultate pe website-ul societății, www.hidroelectrica.ro, secțiunea Relația cu Investitorii –
Guvernanță Corporativă – Documente Guvernanță Corporativă, respectiv:
• Actul Constitutiv, în vigoare, aprobat în ședința AGEA din data de 22 iunie 2023
• Procedura privind Organizarea și Desfășurarea Ședințelor AGA, care prezintă în mod exhaustiv
drepturile acționarilor în legătură cu AGA si facilitează participarea acționarilor la lucrările AGA și
exercitarea drepturilor acestora în legătură cu AGA, inclusiv participarea prin reprezentare, prin
corespondență sau prin vot electronic. De asemenea, aceasta indică setul de documente care va fi pus
la dispoziția acționarilor pentru fiecare AGA, inclusiv dar fără a se limita la materiale informative cu
privire la fiecare punct de pe ordinea de zi a AGA
• Angajamentul privind comunicarea cu investitorii, care stabilește cadrul prin care Hidroelectrica asigura
o comunicare deschisă, transparentă și eficientă cu investitorii și alte părți interesate, respectând
reglementările pieței de capital și angajamentul sau față de cele mai înalte standarde de guvernanta
corporativa
• Codul Etic
• Politica privind Tranzacțiile cu Părțile Afiliate
• Politica de Responsabilitate Socială;
• Politica privind sponsorizările;
• Politica de Remunerare pentru membrii Consiliului de Supraveghere și ai Directoratului Hidroelectrica;
• Politica privind Dividendele.
59
5.1. Adunările Generale ale Acționarilor
Adunarea Generală a Acționarilor reprezintă principalul organ de guvernanță corporativă în cadrul
Hidroelectrica, luând decizii conform competențelor definite în Actul Constitutiv.
Ședințele AGA sunt convocate de Directoratul Hidroelectrica ori de câte ori este necesar, sau de acționarii
care dețin individual sau împreună, cel puțin 5% din capitalul social, în acest caz adunarea generală a
acționarilor fiind convocată de Directorat în termen de cel mult 30 de zile și întrunindu-se în termen de cel
mult 60 de zile de la data primirii cererii.
AGOA se întrunește cel puțin o dată pe an, în cel mult patru luni de la încheierea exercițiului financiar.
AGOA are următoarele atribuții:
• să discute, să aprobe sau să modifice situațiile financiare anuale, pe baza rapoartelor prezentate de
Directorat și de Consiliul de Supraveghere și auditorul statutar, potrivit legii;
• să repartizeze profitul și să stabilească dividendul;
• să numească și să revoce membrii Consiliului de Supraveghere;
• să numească și să revoce auditorul statutar și să stabilească durata minimă a contractului de audit;
• să fixeze limitele generale ale remunerațiilor membrilor Directoratului;
• să stabilească nivelul remunerațiilor membrilor Consiliului de Supraveghere, precum și termenii și
condițiile contractului de mandat încheiat cu fiecare dintre membrii Consiliului de Supraveghere;
• să se pronunțe asupra gestiunii membrilor Directoratului și membrilor Consiliului de Supraveghere, să
le evalueze performanțele și să îi descarce de gestiune, în condițiile legii;
• să hotărască în privința promovării acțiunii în răspundere contra membrilor Directoratului și Consiliului
de Supraveghere, precum și a auditorilor financiari, pentru pagube pricinuite Societății de aceștia prin
încălcarea îndatoririlor lor față de Societate;
• să aprobe bugetul de venituri și cheltuieli;
• să aprobe indicatorii de performanță financiari și nefinanciari rezultați din Planul de administrare;
• să aprobe rapoartele Consiliului de Supraveghere cu privire la activitatea desfășurată;
• să aprobe gajarea, închirierea sau desființarea uneia sau a mai multor unități (puncte de lucru) ale
Societății;
• să îndeplinească orice alte atribuții stabilite de lege.
AGEA hotărăște următoarele:
• schimbarea formei juridice a Societății;
• schimbarea obiectului principal de activitate;
• majorarea și reducerea capitalului social al Societății sau reîntregirea lui prin emisiune de noi acțiuni,
ridicarea dreptului de preferință al acționarilor la subscrierea de noi acțiuni emise de Societate și orice
răscumpărare de acțiuni;
• fuziunea cu alte societăți, divizarea sau desprinderea;
• dizolvarea anticipată a Societății;
• conversia acțiunilor dintr-o categorie în alta;
• emisiunea de obligațiuni și conversia obligațiunilor dintr-o categorie în altă categorie sau în acțiuni;
60
• încheierea de acte de dobândire, înstrăinare, schimb sau de constituire în garanție a unor active din
categoria activelor imobilizate ale Societății, a căror valoare depășește, individual sau cumulat, pe
durata unui exercițiu financiar, 20% din totalul activelor imobilizate, mai puțin creanțele;
• închirierile de active corporale, pentru o perioadă mai mare de un an, a căror valoare individuală sau
cumulată față de același cocontractant sau persoane implicate ori care acționează în mod concertat
depășește 20% din valoarea totalului activelor imobilizate, mai puțin creanțele la data încheierii actului
juridic;
• aprobarea constituirii sau participării la constituirea unor societăți sau a oricărui alt tip de persoane
juridice cu scop lucrativ, sub rezerva avizării în prealabil de către Directorat și Consiliul de
Supraveghere;
• aprobarea admiterii la tranzacționare pe o piață reglementată a oricăror instrumente financiare emise
de Societate;
• încheierea de către Societate a oricărui contract, asumarea oricărei obligații sau angajament care ar
putea implica cheltuieli sau asumarea oricărei alte obligații importante de către Societate, conform
limitelor de competență prevăzute în Anexa nr. 1 la Actul Constitutiv;
• aprobarea documentelor finale ale tranzacțiilor aferente proceselor de fuziune/achiziții de
participații/transfer de afacere/transfer de active, după derularea în prealabil a întregii proceduri,
respectiv depunerea ofertelor neangajante și angajante precum și negocierea tuturor clauzelor
contractuale care stau la baza finalizării tranzacției;
• orice modificări ale Actului Constitutiv sau oricare altă hotărâre pentru care este cerută aprobarea
adunării generale extraordinare.
Convocarea, funcționarea, modalitatea de vot, precum și alte prevederi referitoare la AGA sunt detaliate în
Actul Constitutiv al Societății și în Procedura privind Organizarea și Desfășurarea Ședințelor AGA,
disponibile pe website-ul Hidroelectrica, www.hidroelectrica.ro, secțiunea Relația cu Investitorii -
Guvernanță Corporativă – Documente Guvernanță Corporativă.
Informații referitoare la Hotărârile Adunărilor Generale ale Acționarilor Hidroelectrica din anul 2025 pot fi
consultate în capitolele Evenimente cheie în 2025 si Evenimente ulterioare.
5.2. Drepturile acționarilor
Hidroelectrica respectă şi protejează drepturile şi interesele legitime ale tuturor acționarilor, asigurând un
tratament egal și nediscriminatoriu prin informarea permanentă în legătură cu Adunările Generale ale
Acționarilor, schimbările corporative precum și cu privire la evenimentele semnificative apărute în cadrul
Societății. Drepturile acționarilor minoritari sunt protejate în conformitate cu prevederile legale în vigoare
și cu Actul Constitutiv. Documentele relevante necesare exercitării drepturilor legitime ale acționarilor sunt
disponibile pe website-ul Hidroelectrica, www.hidroelectrica.ro, secțiunea Relația cu Investitorii.
5.3. Politica de dividende
Politica de dividende a Hidroelectrica, aprobată în cadrul AGOA din data de 22 iunie 2023, are ca scop
stabilirea principiilor care guvernează distribuirea profitului net sub formă de dividende, cu respectarea
prevederilor legale incidente în domeniul distribuirii profitului net, al declarării dividendelor, plății
dividendelor, precum si ale Actului Constitutiv.
61
Fiind o societate cu capital majoritar de stat, repartizarea profitului net al Hidroelectrica trebuie să respecte
prevederile OG nr. 64/2001 privind repartizarea profitului în entități naționale, societăți naționale și
societăți cu capital integral sau majoritar de stat, precum și în regii autonome, cu modificările și
completările ulterioare. Astfel, potrivit prevederilor OG nr. 64/2001, cota minimă de distribuire a
dividendelor este de 50% din profitul net rămas după distribuirile prevăzute la art. 1 alin. (1) lit. a)-e) din
OG nr. 64/2001.
Propunerea de distribuire a dividendelor formulată de Directorat este supusă votului AGOA, într-un mediu
de piață favorabil și cu aprobarea AGOA, dividende speciale ar putea fi, de asemenea, distribuite, cu
condiția ca planurile de investiții ale Societății să fie finanțate.
La propunerea ratei de distribuire a dividendelor în conformitate cu politica de dividende, Directoratul va
lua în considerare următoarele:
• minimum 90% din profitul net anual distribuibil, raportat pe baza situațiilor financiare individuale
anuale auditate;
• distribuirea, după unica sa apreciere, a unor dividende extraordinare din câștigul reportat al
Societății, dacă acesta este utilizabil si daca planurile de investiții ale Societății au asigurată
finanțarea;
• nevoile și oportunitățile de investiții ale Hidroelectrica;
• aporturi ale elementelor nemonetare la profitul net raportat;
• resursele financiare disponibile pentru plata dividendelor, precum și gradul de îndatorare al
Hidroelectrica;
• randamentul dividendelor comparabil cu cel al altor societăți cotate la bursă din industrie sau din
sectoarele conexe;
• prevederile OG nr. 64/2001 și orice lege sau normă aplicabilă Hidroelectrica
Politica de dividende este disponibilă pe website-ul companiei, www.hidroelectrica.ro, secțiunea Relația cu
Investitorii – Guvernanță Corporativă – Documente Guvernanță Corporativă – Politici și alte documente
corporative (https://www.hidroelectrica.ro/article/590fab57-1bca-e084-14b3-070d6f43d30c).
5.3.1. Distribuirea dividendelor
Tabelul de mai jos prezintă dividendele distribuite de către Societate în anii 2025, 2024, 2023 și rata de
distribuire pentru perioadele menționate:
milioane RON
2025
2024
2023
Dividende totale distribuite către acționarii Societății
4.043
6.293
4.349
Dividende speciale distribuite din rezultatul reportat reprezentând
rezerva din reevaluare amortizată, către acționarii Societății
-
-
435
Dividende normale distribuite către acționarii Societății din profitul
net al anului anterior
4.043
6.293
3.914
Profit net conform situațiilor financiare individuale ale Societății
întocmite în conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 aferent anului
anterior
4.071
6.352
4.394
Rezerva legala (5%)
-
-
40
Alte rezerve reprezentând facilități fiscale prevăzute de lege
28
59
25
Profit net rămas de repartizat
4.043
6.293
4.329
Rata de distribuire (Total Dividende/Profitul Net de repartizat)
100%
100%
100%
Sursa: Hidroelectrica
62
5.4. Consiliul de Supraveghere
Hidroelectrica este o societate pe acţiuni, care este organizată și funcţionează în conformitate cu legile din
România, fiind administrată în sistem dualist de către un Directorat aflat sub supravegherea unui Consiliu
de Supraveghere.
Conform Actului Constitutiv în vigoare, Consiliul de Supraveghere este format din 7 membri. Membrii
Consiliului de Supraveghere pot avea calitatea de acționari ai Societății, dar nu pot fi membri ai
Directoratului și nici nu pot cumula calitatea de membru în Consiliul de Supraveghere cu cea de salariat al
Societății.
Membrii Consiliului de Supraveghere sunt neexecutivi și sunt selectați în conformitate cu prevederile legale
privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice și cu prevederile actului constitutiv, fiind numiți
de către Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor. Statul Român, reprezentat prin autoritatea
competentă potrivit legii, nu va putea propune mai mult de 6 candidați pentru funcția de membru în
Consiliul de Supraveghere.
Mandatul membrilor Consiliului de Supraveghere are o durată de 4 ani și poate fi reînnoit prin hotărâre a
Adunării Generale a Acționarilor, în urma evaluării activității membrului Consiliului de Supraveghere și în
condițiile îndeplinirii în mod corespunzător a atribuțiilor/obligațiilor asumate prin contractul de mandat.
Informații privind Componența Consiliului de Supraveghere, CV-urile membrilor, Comitetele consultative,
atribuțiile acestora, numărul ședințelor, precum si orice alte informații relevante pot fi consultate in
capitolul Raportul Consiliului de Supraveghere.
5.5. Directoratul
Conducerea Societății revine în exclusivitate Directoratului. Membrii Directoratului sunt aleși de către
Consiliul de Supraveghere pe o perioadă de 4 ani, selectați conform dispozițiilor legale incidente, cu
posibilitatea de a fi realeși pentru perioade succesive.
Componența Directoratului la data de 1 ianuarie 2025:
Nume
Funcție
Dată începere mandat
Dată încetare mandat
Karoly BORBELY*
CEO
7 noiembrie 2023
19 septembrie 2025
Bogdan Nicolae BADEA
CIO
7 noiembrie 2023
6 noiembrie 2027
Radu Ioan CONSTANTIN
CAO
7 noiembrie 2023
6 noiembrie 2027
Marian FETIȚA*
CFO
7 noiembrie 2023
19 septembrie 2025
Ianăș RĂDOI
COO
7 noiembrie 2023
6 noiembrie 2027
Sursa: Hidroelectrica
*Având în vedere hotărârea Consiliului de Supraveghere din data de 19 septembrie 2025, de încetare de comun acord
a contractelor de mandat ale domnilor Karoly Borbely –CEO, respectiv Marian Fetița –CFO, ținând seama de obligațiile
care decurg din Jalonul 121 (PNRR), de contextul instituit prin Decizia Comisiei Europene C(2025) 3490/28.05.2025 și
de statutul Hidroelectrica de emitent listat pe o piață reglementată, în cadrul aceleiași ședințe Consiliul de
Supraveghere a hotărât preluarea atribuțiilor CEO de către domnul Bogdan-Nicolae Badea, membru Directorat si a
celor de CFO de către domnul Radu-Ioan Constantin, membru Directorat, ca efect al vacant ării celor doua poziții din
Directorat.
63
Astfel, componența Directoratului la data de 31 decembrie 2025 este următoarea:
Nume
Funcție
Dată începere mandat
Dată încetare mandat
Bogdan Nicolae BADEA
CEO (CIO)
7 noiembrie 2023
6 noiembrie 2027
Radu Ioan CONSTANTIN
CFO (CAO)
7 noiembrie 2023
6 noiembrie 2027
Ianăș RĂDOI
COO
7 noiembrie 2023
6 noiembrie 2027
Sursa: Hidroelectrica
Experiența profesională a membrilor Directoratului este prezentată, pe scurt, după cum urmează:
Bogdan-Nicolae BADEA este din 7 noiembrie 2023 membru în Directoratul Hidroelectrica, după ce anterior
a deținut funcția de Președinte al Directoratului societății. În perioada iulie 2017-noiembrie 2023, în calitate
de Președinte al directoratului Hidroelectrica a obținut rezultate excepționale pentru companie, dintre care
menționăm: profit record pentru Hidroelectrica în anii 2022 (4 mld lei), 2023 (6,3 mld lei); clarificarea
situației investițiilor istorice; dezvoltarea afacerilor către producția de energie eoliană prin realizarea
primului M&A al unei companii de stat din energie, prin achiziția parcului eolian Crucea; intrarea companiei
pe piața de furnizare, creșterea masiva și consolidarea portofoliului de clienți; implementarea începând cu
anul 2018 a sistemului de salarizare bazat pe metodologia Mercer; implementarea conceptului
Hidroelectrica - Societate orientată pe proiecte; recepționarea și punerea în funcțiune în perioada august
2017 – 2023 a unor proiecte de investiții (dezvoltare și retehnologizare) având o valoare totală de peste
1,37 miliarde RON.
De asemenea, Bogdan BADEA a coordonat cu succes IPO-ul Hidroelectrica din anul 2023, considerat al
treilea din lume ca importanță în perioada respectivă, demonstrând abilități excepționale de leadership și
gestionare a afacerilor. Listarea companiei a marcat, de asemenea, cel mai important eveniment din istoria
pieței de capital din România printr-o tranzacție record de aproximativ 2 miliarde EUR, la finalul căreia
Fondul Proprietatea a vândut în totalitate participația sa de aproximativ 20% din Hidroelectr ica. Listarea
companiei la BVB a fost rezultatul unui proces complex în cadrul căruia Hidroelectrica a beneficiat de un
transfer important de know-how în pregătirea companiei pentru listare și pentru a răspunde rigorilor de
raportare specifice companiilor listate. A dobândit o experiență relevantă și vastă în domeniul energiei prin
pozitii cheie de conducere in companii din sector: membru în Consiliul de Supraveghere al OMV Petrom
(2015-2016), membru în Consiliul de Administrație al Rompetrol Rafinare (2015), Director General BNB
Renewable Consulting (2009-2013, 2014), Director Dezvoltare și Strategie Electrica S.A. (2007-2009),
Președinte al Consiliului de Administrație al Electrica Bio-Heat S.A. (2008-2009), membru al Consiliului de
Administrație al Enel Energie Muntenia și Enel Energie S.A. (2007-2009). În perioada 2016-2017, a condus
activitatea de management de proiect în cadrul societății.
Bogdan BADEA a deținut sau deține funcții în organizații profesionale de elită dintre care amintim: Membru
în consiliul director al CNR-CME -Comitetul Național Român - Consiliul Mondial al Energiei; vicepreședinte
și membru în consiliul director al Institutului Național Român pentru Studiul Amenajării și Folosirii Surselor
de Energie - IRE + Comitetul Român pentru EURELECTRIC; membru în consiliul director al Centrului Român
al Energiei CRE; Președinte al consiliului director (Format din 5 membri) al Asociației producătorilor de
energie electrică HENRO.
A dobândit o perspectivă de ansamblu valoroasă asupra economiei și a sistemului energetic național, din
funcțiile de secretar de stat pentru energie în cadrul Ministerului Energiei, Întreprinderilor Mici și Mijlocii
(2014-2015) și secretar de stat în cadrul Ministerul Economiei (2013-2014).
64
Este licențiat în inginerie și a obținut o diplomă de Masterat în 2009, în diplomația apărării, cu o teză
intitulată „Globalizarea, integrarea europeană și securitatea energetică a României” de la Universitatea
Lucian Blaga din Sibiu.
Radu-Ioan CONSTANTIN a fost numit în funcția de membru al Directoratului Hidroelectrica începând cu
data de 7 noiembrie 2023, în urma finalizări procedurii de selecție.
Cu o dublă calificare, de inginer și economist, absolvent al Universității Politehnica București (filiera în limba
germană) și Institutul Bancar Român, MBA la Academia de Studii Economice București și Universitatea
Gelsenkirchen (2007-2009), și-a dezvoltat cariera profesională în cadrul companiei Hidroelectrica începând
cu anul 2008.
În cei 17 ani de experiență în Hidroelectrica, a urcat treptele ierarhiei profesionale, contribuind ca manager
de departament la dezvoltarea și modernizarea unor componente comerciale relevante în trading și
furnizare, pentru asigurarea și reziliența poziției de lider pe piața de energie câștigate de Hidroelectrica.
A ocupat poziția de membru în comisiile pentru pregătirea și finalizarea listării la Bursă a acțiunilor H2O și
de expert/martor în procesele de arbitraj internațional ICSID la Paris și Luxemburg, ca reprezentant al
Ministerului Energiei și al Hidroelectrica.
Ianăș RĂDOI este membru în Directoratul Hidroelectrica începând cu data de 7 noiembrie 2023.
În perioada septembrie 2015 – noiembrie 2023, a deținut funcția de Inginer Șef Uzină Hidrocentrale
Caransebeș. Principalele activități și responsabilități au vizat: asigurare management Uzină și Sucursală,
coordonare, îndrumare și control pentru personalul Uzinei, coordonare procese tehnologice de producere
energie electrică, mentenanță echipamentelor si construcțiilor și participare în cadrul proiectelor de
dezvoltare, retehnologizare si mentenanță.
În perioada noiembrie 2006 – august 2014, Ianăș RĂDOI a fost Șef Centrala Hidroelectrica, sucursala
Hidrocentrale Caransebeș. Anterior, a deținut funcțiile de Inginer, dispecer hidroenergetic – Executiv
Hidroelectrica (ianuarie 2006 - noiembrie 2006) la S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A., București și funcția de
Inginer în cadrul Biroului Tehnic la Sucursala Hidrocentrale Caransebeș (august 2005 – ianuarie 2006).
Deține calificarea de inginer diplomat, la Facultatea de Energetică, Universitatea Politehnică București
(2005) și un Masterat în Hidraulică Tehnică şi Hidroenergetică - Facultatea de Energetică, Universitatea
Politehnica Bucureşti.
CV-urile complete ale membrilor Directoratului sunt prezentate pe website-ul companiei,
www.hidroelectrica.ro, secțiunea Despre noi – Conducere.
Principalele atribuții ale Directoratului, definite în Actul Constitutiv în vigoare:
• Elaborează și aplică strategiile și politicile Societății;
• Convoacă Adunarea Generală Ordinară sau Extraordinară a Acționarilor și pregătește documentația
necesară desfășurării acestor adunări;
• Duce la îndeplinire Hotărârile Adunărilor Generale ale Acționarilor;
• Asigură gestionarea și coordonarea Societății;
• Aprobă participarea/asocierea Societății în vederea accesării de fonduri nerambursabile;
65
• Prezintă Adunării Generale a Acționarilor și Consiliului de Supraveghere situația economică și financiară
a Societății, precum și raportul de activitate anual;
• Supune spre aprobare Adunării Generale a Acționarilor raportul cu privire la situația financiară anuală
și contul de profit și pierdere pentru anul precedent, precum și proiectul bugetului de venituri și
cheltuieli al societății pe anul în curs;
• Aprobă mandatele reprezentanților Societății în cadrul Adunărilor Generale ale Acționarilor/Asociaților
societăților în care Hidroelectrica deține participații, inclusiv mandatele acordate în adunările
creditorilor;
• Aprobă încheierea de către Societate a oricărui tip de acte juridice privind constituirea sau participarea
în cadrul unor parteneriate sau asocieri fără scop lucrativ cu informarea Consiliului de Supraveghere;
• Exercită orice competență delegată de către Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor în temeiul
legii și îndeplinește orice alte atribuții cu excepția celor prevăzute de lege în sarcina Consiliului de
Supraveghere și a Adunării Generale a Acționarilor.
Potrivit informațiilor disponibile, nu există niciun acord, înțelegere sau legătură de familie între membrii
Directoratului și altă persoană care să fi contribuit la numirea acestora ca administrator.
La data de 31 decembrie 2025, următorii membri ai Directoratului dețin acțiuni Hidroelectrica:
- Radu-Ioan CONSTANTIN – 32 acțiuni
Potrivit informațiilor deținute, membrii Directoratului nu au fost implicați în litigii sau proceduri
administrative referitoare la activitatea lor în cadrul Societății în ultimii cinci ani și nici referitor la
capacitatea lor de a-și îndeplini atribuțiile în cadrul Societății, în ultimii cinci ani.
5.6. Remunerarea membrilor Consiliului de Supraveghere și a membrilor
Directoratului
Societatea consideră remunerația și motivația personalului ca fiind elemente esențiale ale strategiei sale
pe termen lung, dat fiind specificul activității și piața competitivă pe care operează. În acest context,
anterior listării companiei pe BVB, a fost elaborată Politica de Remunerare pentru membrii Consiliului de
Supraveghere și ai Directoratului, care vine în întâmpinarea strategiei și a valorilor Societății prin oferirea
unei imagini transparente asupra sistemului de compensare și asigurarea unei remunerații echitabile.
Aceasta a fost aprobată cu ocazia AGOA din data de 22 iunie 2023 și poate fi consultată pe website-ul
companiei, www.hidroelectrica.ro, secțiunea Relația cu Investitorii – Guvernanță Corporativă – Documente
Guvernanță Corporativă.
Având în vedere modificările legislative in materie de remunerație a structurilor de conducere, respectiv
prevederile OUG 109/2011 privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările si
completările ulterioare și noul Cod de Guvernanță Corporativă al Bursei de Valori București, Politica de
Remunerare este în curs de revizuire, ulterior fiind supusă aprobării Adunării Generale Ordinare a
Acționarilor.
Totodată, membrii Consiliului de Supraveghere și membrii Directoratului au încheiat acte adiționale la
contractele de mandat, astfel încât acestea să reflecte prevederile in vigoare.
Principiile care guvernează deciziile privind remunerarea și bonusarea sunt următoarele:
66
• atragerea și motivarea persoanelor competente și experimentate în cadrul Consiliului și al
Directoratului; asigurarea sustenabilităţii pe termen lung a profiturilor întreprinderii publice şi a
activităţii acesteia şi generarea unei valori pe termen lung;
• remunerarea membrilor Consiliului de Supraveghere si Directoratului la niveluri competitive si cu o
componentă substanțială bazată pe performanță;
• păstrarea competitivității în piața de remunerare;
• coerența remunerației prin raportare la strategia de afaceri a Societății;
• alinierea remunerației cu recomandările privind buna guvernanță;
• promovarea transparenței privind remunerarea și criteriile de stabilire a acesteia;
• alinierea schemei de bonusare cu recomandările si practicile internaționale privind buna guvernanță;
• păstrarea unui echilibru just între indemnizația fixă, componenta variabilă a remunerației si alte forme
de bonusare în conformitate cu bunele practici privind guvernanța corporativă.
Remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere
Remuneraţia membrilor Consiliului de Supraveghere este formată dintr-o indemnizație fixă lunară şi alte
beneficii, în conformitate cu bunele practici privind guvernanţa corporativă.
Indemnizația fixă lunară nu poate depăși de maximum două ori media pe ultimele 12 luni a câștigului
salarial mediu brut lunar pentru activitatea desfăşurată conform obiectului principal de activitate
înregistrat de societate, la nivel de clasă, conform clasificaţiei activităţilor din economia naţională,
comunicat de Institutul Naţional de Statistică anterior numirii.
Membrii Consiliului de Supraveghere pot primi și beneficii suportate de către Societate, precum:
decontarea cheltuielilor legate de îndeplinirea mandatului, cu condiţia ca totalul beneficiilor acordate într-
un an de mandat să nu depăşească valoarea a două indemnizații fixe brute lunare cuvenite membrilor
Consiliului de Supraveghere, furnizarea de echipamente cu destinație suport logistic, polița de asigurare tip
Directors & Officers Liability.
Membrii Consiliului de Supraveghere pot beneficia, în condițiile legii, de asistență de specialitate pentru
fundamentarea/motivarea deciziilor luate în cadrul Consiliului de Supraveghere, precum și de asistență
juridică în situația formulării unor acțiuni în pretenții de către un terț și îndreptată împotriva membrului
Consiliului, participarea la un program de formare profesională si alte forme de bonusare pentru obiective
specifice.
Remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere este stabilită de Adunarea Generală a Acționarilor.
Pana la data de 17 decembrie 2025, data punerii in acord a contractelor de mandat in vigoare cu noile
prevederi ale OUG 109/2011 privind guvernanţa corporativă a întreprinderilor publice, cu modificările și
completările ulterioare, membrii CS beneficiază de componenta variabila prin aplicarea pro-rata, prin
raportare la activitatea desfășurată anterior intrării in vigoare a Actului Aditional din data de 17 decembrie
2025, în funcție de gradul total de realizare a Indicatorilor-Cheie de Performanță.
Remunerația membrilor Directoratului
Societatea acordă o remunerație membrilor Directoratului compusă dintr-o componentă fixă, o
componentă variabilă si alte forme de bonusare, în conformitate cu Politica de Remunerare și cu bunele
practici privind guvernanța corporativă.
67
Indemnizația fixă lunară nu poate depăşi de maximum 5 ori media pe ultimele 12 luni a câștigului salarial
mediu brut lunar pentru activitatea desfăşurată conform obiectului principal de activitate înregistrat de
societate, la nivel de clasă, conform clasificaţiei activităţilor din economia naţională, comunicat de Institutul
Naţional de Statistică anterior numirii și stabilită de Consiliul de Supraveghere în conformitate cu
prevederile legale în vigoare.
Componenta variabilă se acordă anual şi nu poate depăşi de maximum două ori media pe ultimele 12 luni
a câştigului salarial mediu brut lunar pentru activitatea desfăşurată conform obiectului principal de
activitate înregistrat de societate, la nivel de clasă, conform clasificaţiei activităţilor din economia naţională,
comunicat de Institutul Naţional de Statistică anterior numirii.
Componenta variabilă se acordă în funcție de gradul total de realizare a ICP, stabiliţi conform HG 639/2023,
modificată și completată, aşa cum au fost negociaţi şi aprobaţi. Aceasta este calculată şi plătită pentru un
exerciţiu financiar încheiat ulterior aprobării situaţiilor financiare şi Raportului Anual.
Beneficiile suportate de societate, atribuite membrilor Directoratului sunt: dreptul de a-i fi rambursate
cheltuielile aferente îndeplinirii mandatului, în baza documentelor justificative și în condițiile legii (inclusiv,
dar fără a se limita la, hotel, transport, telefon, diurnă, protocol) şi orice alte tipuri de cheltuieli legate de
executarea mandatului şi indiferent dacă au fost ocazionate cu deplasarea în ţară sau în străinătate, cu
condiţia ca totalul beneficiilor acordate într-un an de mandat să nu depăşească valoarea a două
indemnizaţii fixe brute lunare cuvenite membrilor Directoratului, plata cursurilor de perfecționare și
instruire efectuate de membrul Directoratului, dreptul de a fi asigurat pentru răspundere profesională,
decontarea contravalorii serviciilor de asistență juridică necesare pentru acțiunile intentate împotriva sa
pentru prejudicii create terților, daune-interese în cuantum egal cu toate drepturile aferente Contractului,
dreptul de a folosi obiecte de inventar/mijloace fixe necesare desfășurării activității, dreptul de a beneficia
de un pachet de compensații și beneficii, inclusiv servicii medicale și/sau asigurare medicală si alte forme
de bonusare pentru obiective specifice.
Remuneraţia membrilor Directoratului este stabilită de Consiliul de Supraveghere.
În conformitate cu art. 107 din Legea nr. 24/2017 privind emitenții de instrumente financiare și operațiuni
de piață, republicată, Hidroelectrica întocmește un Raport de Remunerare pentru membrii Consiliului de
Supraveghere și ai Directoratului, aferent exercițiului financiar anterior, cu scopul de a prezenta o imagine
de ansamblu a remunerațiilor și beneficiilor acordate și/ sau datorate pe parcursul ultimului exercițiu
financiar, conducătorilor în mod individual, inclusiv celor nou recrutați și foștilor conducători în
conformitate cu Politica de Remunerare a Societății.
Raportul este supus votului consultativ al acționarilor, în cadrul Adunării Generale Ordinare a Acționarilor
și este disponibil pe website-ul companiei, secțiunea Relația cu Investitorii – Adunarea Generală a
Acționarilor, începând cu data indicată în Conv ocator.
Raportul de Remunerare aferent anului 2024 a fost supus aprobării Adunării Generale Ordinare a
Acționarilor din data de 29 aprilie 2025, fiind aprobat cu un număr de 39.119.264 voturi, reprezentând
61,059783% din voturile valabil exprimate si 8,696985 % din capitalul social.
68
5.7. Managementul proceselor
Hidroelectrica a implementat reglementările interne necesare care stabilesc modul de analiză și
responsabilitățile privind întreținerea și dezvoltarea Sistemului de management al proceselor în
conformitate cu Ordinul nr. 600/2018 emis de Secretariatul General al Guvernului privind aprobarea
Codului controlului intern managerial al entităților publice și cu SR EN ISO 9001:2015 Sisteme de
management al calității – Cerințe. Conformitatea Sistemului de management al proceselor Hidroelectrica
cu cerințele SR EN ISO 9001:2015 este certificată de către SRAC prin certificatul nr. 325, și recertificată în
data de 1 noiembrie 2024, valabil până la data de 31 octombrie 2027 (cu condiția vizării anuale). Obiectivele
stabilite la nivel de Societate/management includ componente cu privire la dezvoltarea și întreținerea
sistemului de management la nivelul fiecărui departament în parte, având la bază Politica Hidroelectrica.
5.8. Audit intern
Activitatea de audit public intern în cadrul grupului Hidroelectrica este realizată la nivelul SPEEH
Hidroelectrica SA prin Departamentul Audit Public Intern, aflat în subordonarea Consiliului de
Supraveghere al Societății (Comitetului de Audit) și la nivelul Hidroserv SA prin Compartimentul Audit Public
Intern, având ca referință cerințele stabilite prin Legea nr. 162/2017 privind auditul statutar, Legea nr.
672/2002 (actualizată) privind auditul public intern, OSGG nr. 600/2018 actualizat pentru aprobarea
Codului controlului intern managerial al entităților publice și ale standardului ISO 19011:2018 – Linii
directoare privind auditarea sistemelor de management.
Activitatea de audit public intern se desfășoară în baza Planurilor Multi/Anuale de audit intern,
elaborate/actualizate in funcție de evoluția riscurilor, astfel încât să asigure auditarea activităților
semnificative din cadrul grupului cel puțin o data la 4 ani. Planul Multianual de audit intern al SPE EH
Hidroelectrica SA este avizat de Comitetul de Audit si aprobat de Consiliul de Supraveghere, iar cel al
Hidroserv SA este aprobat de Consiliul de Administrație.
Departamentul Audit Public Intern din cadrul SPEEH Hidroelectrica SA a derulat în cursul anului 2025
misiuni de asigurare și de consiliere, având ca misiune furnizarea unei asigurări obiective și consilere
acordată membrilor conducerii Societății privind eficacitatea sistemului de management și control intern.
Astfel, misiunile de audit intern realizate in cursul anului 2025 au adresat în continuare activitățile de
furnizare a energiei electrice care au înregistrat o creștere semnificativă în ponderea veniturilor companiei,
activitățile privind recuperarea creanțelor cu termen de plată depășit și activitățile privind mentenanța
echipamentelor. A fost realizată, de asemenea, evaluarea anuală a sistemului de control intern.
Compartimentul Audit Public Intern din cadrul Hidroserv SA a derulat in cursul anului 2025 misiuni de audit
intern privind activități specifice de transporturi, contabilitate, financiare si administrarea patrimoniului.
5.9. Principalele caracteristici ale controlului intern și sistemelor de gestionare a
riscurilor în relație cu procesul de raportare financiara
Procesul de raportare financiară în cadrul Hidroelectrica este realizat prin implementarea, în cadrul
reglementărilor interne (Regulamentului de Organizare și Funcționare, a Regulamentului Intern, a
procedurilor de sistem, respectiv a procedurilor operaționale), a instrumentelor de control intern
69
managerial cu următoarele obiective permanente (conform Ordinul nr. 600 din 7 mai 2018 pentru
aprobarea Codului controlului intern managerial al entităţilor publice):
a) obiective cu privire la eficacitatea şi eficienţa funcţionării cuprind obiectivele legate de scopurile
Hidroelectrica şi de utilizarea în condiţii de economicitate, eficacitate şi eficienţă a resurselor,
incluzând şi obiectivele privind protejarea resurselor Hidroelectrica de utilizare inadecvată sau de
pierderi, precum şi identificarea şi gestionarea pasivelor;
b) obiective cu privire la fiabilitatea informaţiilor externe şi interne includ obiectivele legate de ţinerea
unei contabilităţi adecvate, de calitatea informaţiilor utilizate în Hidroelectrica sau difuzate către
terţi, precum şi de protejarea documentelor împotriva a două categorii de fraude: disimularea
fraudei şi distorsionarea rezultatelor;
c) obiective cu privire la conformitatea cu legile, regulamentele şi politicile interne cuprind obiectivele
legate de asigurarea că activităţile entităţii se desfăşoară în conformitate cu obligaţiile impuse de
legi şi de regulamente, precum şi cu respectarea politicilor interne.
Cadrul sistemului de control intern in societate este definit prin Regulamentul de sistem de management
de sustenabilitate, aprobat de Consiliul de Supraveghere, care definește/detaliază la nivelul Consiliului de
Supraveghere, Directoratului si compartimentelor funcționale modul de stabilire a
obiectivelor/cerințelor/obligațiilor aplicabile societății și modul de analiză și implementare a procedurilor
necesare pentru asigurarea desfășurării activităților.
Conform Regulamentului privind Harta Proceselor & Sistemul de control intern managerial Hidroelectrica,
in fiecare an este realizată o evaluare a modului de funcționare a sistemului de control intern managerial,
finalizată printr-un raport asupra sistemului de control intern managerial. Prin Raportul pentru anul 2025,
aprobat de conducerea societății (nr. 00012335/09.02.2026), comunicat către Ministerul Energiei prin
Adresa nr. 00012419/09.02.2026, s-a confirmat faptul ca sistemul de control intern managerial este parțial
implementat (15 dintre cele 16 standarde sunt implementate), fiind necesară finalizarea implementării
tuturor procedurilor definite in Harta proceselor Hidroelectrica.
Departamentul Control Managerial Intern si CFG este responsabil cu realizarea activităților de control
intern managerial si control financiar de gestiune.
Activitățile de control intern managerial se realizează in baza ordinelor de serviciu emise în urma aprobării
Planului anual de control intern managerial, precum si a deciziilor Directoratului și se finalizează cu rapoarte
de control intern managerial privind activitățile verificate, aprobate de Directorat, care conțin constatări,
persoane responsabile și recomandări/masuri pentru remedierea deficientelor, acolo unde este cazul.
Principalele misiuni de control intern managerial derulate in anul 2025 au vizat implementarea si/sau
respectarea Standardelor de Control Intern Managerial la nivelul departamentelor Securitate, Patrimoniu,
Achiziții, Trading, Juridic, Protecția Datelor Personale si Managementul Proceselor. Punctual, la nivelul
întregii companii, s-a realizat implementarea Standardului 11 – Continuitatea activității, prin elaborarea
Planului de continuitate a activității.
Activitățile de control financiar de gestiune (CFG) se realizează in baza ordinelor de serviciu emise in urma
aprobării Planului anual de CFG, precum si a deciziilor Directoratului și se finalizează cu rapoarte de CFG
privind activitățile verificate, aprobate de Directorat, care conțin constatări, persoane responsabile și
masuri pentru remedierea deficientelor si recuperarea prejudiciilor, acolo unde este cazul.
70
Abordarea strategică bazată pe prevenție a Departamentului Inspecție, Conformitate și Prevenție în anul
2025
În cursul anului 2025, Departamentul Conformitate, Inspecție și Prevenție a acționat conform unei strategii
axate pe identificarea și eliminarea proactivă a situațiilor care pot genera deficiențe, înainte ca acestea să
se materializeze în probleme operaționale și/sau financiare majore.
Pe parcursul perioadei de raportare, au fost derulate șapte misiuni de inspecție și prevenție, dintre care
trei au fost planificate prin Planul Anual de Inspecție și Prevenție (PAIP 2025) aprobat prin Decizia nr.
677/04.03.2025, iar patru au fost dispuse ad-hoc de către Directoratul Hidroelectrica.
O componentă esențială a activității de prevenție a reprezentat-o monitorizarea activității de furnizare,
unde verificările extinse au condus la dispunerea unor măsuri cu caracter permanent. Aceste acțiuni au
vizat nu doar corectarea unor abateri punctuale, ci și stabilirea unor mecanisme riguroase de control pentru
a evita recurența deficiențelor și pentru a asigura acuratețea datelor ce stau la baza raportărilor financiare.
Activitatea Departamentului Conformitate, Inspecție și Prevenție din anul 2025 a reprezentat un pas
important către adoptarea modelului COSO, prin integrarea celor cinci componente esențiale: mediul de
control, evaluarea riscurilor, activitățile de control, informarea și comunicarea, precum și monitorizarea
activităților. Accentul pus pe prevenție și pe implementarea recomandărilor rezultate din misiunile de
inspecție confirmă angajamentul societății de a alinia sistemul de control intern la principiile de guvernanță
corporativă. Prin transformarea constatărilor în măsuri preventive concrete, Hidroelectrica își consolidează
reziliența organizațională, asigurând un mediu de control stabil și transparent.
5.10. Evenimente și sponsorizări în anul 2025
Hidroelectrica, ca societate din sectorul energetic, își asumă responsabilitatea față de comunitățile în care
își desfășoară activitatea și încurajează implicarea angajaților în inițiative de responsabilitate socială. Suma
de 9 milioane RON reprezintă contribuția Hidroelectrica pentru sponsorizări realizate în anul 2025 și
principalele proiecte au fost următoarele:
Implicare pentru un mediu mai curat – „Let’s Do It, Romania!”. În 2025, voluntarii Hidroelectrica au
participat la campania națională „Let’s Do It, Romania!”, implicându-se în acțiuni de ecologizare desfășurate
în zona amenajărilor Hațeg și Subcetate.
Prin această inițiativă, echipa Hidroelectrica a contribuit la protejarea mediului și la consolidarea spiritului
de responsabilitate față de natură și comunitate.
Fundația Politehnica Timișoara – Hidroelectrica a sprijinit inițiativele culturale și educaționale derulate de
Fundația Politehnica Timișoara, menite să promoveze dialogul dintre educație, tehnologie și inovare.
Proiectele susținute au reunit comunitatea academică, studenții și publicul larg în cadrul unor evenimente
dedicate schimbului de idei, dezvoltării profesionale și valorizării culturii universitare. Prin această
colaborare, compania își reafirmă angajamentul față de educație și dezvoltarea viitoarelor generații de
specialiști.
Asociația Ascendo – Prin parteneriatul cu Asociația Ascendo, Hidroelectrica a susținut dezvoltarea
proiectelor științifice realizate de tineri cu performanțe remarcabile în domeniul tehnologiei și cercetării.
Inițiativa sprijinită a vizat un proiect inovator din domeniul aero nautic, orientat spre utilizarea tehnologiei
autonome pentru identificarea zonelor cu risc ridicat. Demersul reflectă importanța investițiilor în educație,
71
cercetare și inovație, precum și sprijinul acordat tinerilor care contribuie la dezvoltarea unor soluții cu
impact real asupra societății.
Asociația Energia Inteligentă – proiectul „Case cu căldură” – Hidroelectrica a susținut proiectul „Case cu
căldură”, derulat de Asociația Energia Inteligentă, o inițiativă destinată sprijinirii familiilor aflate în situații
vulnerabile. Programul are ca obiectiv asigurarea resurselor necesare încălzirii locuințelor în sezonul rece,
contribuind la îmbunătățirea condițiilor de trai pentru comunitățile aflate în dificultate. Prin această
implicare, compania își reafirmă responsabilitatea socială și preocuparea pentru sprijinirea comunităților.
Asociația Blondie – proiectul „Împarte pentru altă parte” – Hidroelectrica a susținut proiectul „Împarte
pentru altă parte”, derulat de Asociația Blondie, o inițiativă dedicată facilitării accesului pacienților români
la tratamente medicale urgente în clinici din Europa. Proiectul urmărește dezvoltarea unui servici u
umanitar de ambulanță aeriană, capabil să asigure transport medical specializat pentru pacienți de toate
vârstele. Prin acest parteneriat, compania contribuie la salvarea de vieți și la îmbunătățirea accesului la
îngrijiri medicale esențiale.
Fundația Filantropică Metropolis – Hidroelectrica sprijină demersurile Fundației Filantropice Metropolis
dedicate îmbunătățirii accesului la servicii medicale pentru copii. Proiectul susținut vizează dezvoltarea
infrastructurii medicale destinate tratamentului afecțiunilor de sănătate mintală pediatrică, contribuind la
crearea unui spațiu modern și sigur pentru îngrijirea pacienților. Inițiativa reflectă angajamentul companiei
pentru susținerea sistemului de sănătate și pentru protejarea bunăstării copiilor.
Federația Română de Rugby – Hidroelectrica a susținut activitatea Federației Române de Rugby,
contribuind la pregătirea echipei naționale pentru competiții internaționale. Sprijinul acordat vizează
dezvoltarea performanței sportive și promovarea valorilor asociate rugbyului, precum disciplina, spiritul de
echipă și respectul. Prin implicarea în astfel de proiecte, compania susține sportul de performanță și
consolidarea imaginii României pe scena sportivă internațională.
Asociația Club Sportiv Fii Independent – Hidroelectrica a sprijinit inițiativele Asociației Club Sportiv Fii
Independent dedicate incluziunii sociale și sprijinirii persoanelor cu dizabilități. Proiectul susținut constă în
organizarea unor activități educaționale destinate elevilor aflați în etapa de pregătire pentru obținerea
permisului de conducere, oferind informații și orientare practică. Prin această implicare, compania
contribuie la promovarea egalității de șanse și la dezvoltarea autonomiei personale în rândul tinerilor.
„Moș Crăciun, eu mi-aș dori…” – solidaritate pentru copiii din comunități – În 2025, Hidroelectrica a
derulat campania „Moș Crăciun, eu mi-aș dori…”, o inițiativă realizată în parteneriat cu Fundația ASSA,
dedicată copiilor din comunitățile locale. Prin implicarea colegilor din companie, scrisorile primite de la
copii s-au transformat în cadouri și momente de bucurie autentică. Campania a adus zâmbete copiilor din
județele Neamț, Constanța și Ialomița și a reconfirmat importanța solidarității și a implicării în comunitățile
în care compania își desfășoară activitatea.
Hidroelectrica, alături de studenți la Zilele Carierei 2025 – În 2025, Hidroelectrica a participat la
evenimentele „Zilele Carierei” organizate de universități tehnice din România, consolidând dialogul cu
mediul academic și promovând oportunitățile de carieră din sectorul energetic.
Reprezentanții companiei au interacționat cu sute de studenți, prezentând activitatea Hidroelectrica,
proiectele strategice și programele de practică și angajare dedicate tinerilor specialiști.
Hidroelectrica susține inițiativele AIEE pentru formarea tinerilor specialiști – Hidroelectrica a participat la
prima ediție a AIEE Energy Day, eveniment dedicat dialogului profesional și dezvoltării noii generații de
specialiști în energie.
Compania s-a alăturat proiectului educațional „Dispecer pentru o zi”, oferind tinerilor oportunitatea de a
descoperi responsabilitățile și procesele din spatele operării sistemelor energetice.
72
5.10.1. Declarația „Aplici sau Explici”
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
SECȚIUNEA A: ORGANELE DE CONDUCERE
A.1. Consiliul trebuie să asigure succesul pe termen lung și durabilitatea Societății, în interesul Societății și al acționarilor săi, și
ținând cont de interesele altor părți interesate. Consiliul trebuie să definească în mod clar și să facă public în integralitate rolul și
responsabilitățile sale.
A.1., 1
Consiliul trebuie să aibă un regulament intern care să
formalizeze și să precizeze în mod clar rolul și
responsabilitățile sale. Actul constitutiv, regulamentul
intern al Consiliului și alte reglementări interne
trebuie să delimiteze în mod clar rolul și competențele
între Consiliu, adunarea generală a acționarilor (AGA)
și conducerea executivă.

Societatea este administrată în sistem
dualist de Directorat și de Consiliul de
Supraveghere.
Structura și principiile de guvernanță
corporativă, precum și competențele și
responsabilitățile AGA, ale Consiliului de
Supraveghere și ale Directoratului sunt
descrise în Actul Constitutiv, regulamentul
de organizare ș i funcționare („ROF”) al CS și
ROF al Directoratului, precum și alte
proceduri interne.
Actul Constitutiv poate fi consultat pe
website-ul companiei,
www.hidroectrica.ro, secțiunea
Guvernanta Corporativa – Documente
Guvernanta Corporativa.
A.1., 2
Regulamentul intern al Consiliului trebuie să includă,
printre altele, atribuțiile Consiliului, precum și
responsabilitățile fiduciare ale membrilor de Consiliu
de a acționa în deplină cunoștință de cauză, cu bună-
credință, cu diligența și grija cuvenite și în interesul
Societății, al acționarilor săi și luând în considerare
interesele altor părți interesate, în conformitate cu
cerințele legale.

Competențele și responsabilitățile
Consiliului de Supraveghere și ale
Directoratului sunt descrise în Actul
Constitutiv, ROF CS si ROF al Directoratului,
precum si alte proceduri interne.
A.1., 3
Pentru a susține viabilitatea și succesul pe termen
lung al Societăţii, Consiliul ar trebui:
• Să supravegheze elaborarea și să aprobe strategia
Societății și să se asigure că aceasta integrează şi
aspecte de durabilitate, inclusiv considerente sociale
și de mediu (E&S) și riscurile și oportunitățile legate de
climă;
• Să numească și să demită directorul general și alţi
membri ai conducerii executive cărora le-au fost
delegate responsabilităţi de conducere executivă
(numiţi “conducere executivă” ) și să asigure
planificarea succesiunii pentru aceştia;
• Să supravegheze performanța conducerii executive,
rolul conducerii executive în abordarea riscurilor și
oportunităților materiale legate de durabilitate și să
alinieze remunerația conducerii executive la
interesele pe termen lung și durabilitatea Societăţii, în
conformitate cu prevederile politicii de remunerare a
Societăţii;
• Să se asigure că există un cadru solid pentru
controlul intern și administrarea riscurilor;
• Să se asigure că Societatea dispune de proceduri

Competențele și responsabilitățile
Consiliului de Supraveghere și ale
Directoratului sunt descrise în Actul
Constitutiv, ROF CS si ROF al Directoratului,
precum si alte proceduri interne.
73
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
care să permită comunicarea eficientă cu acționarii și
alte părți interesate.
A.1., 4
Durata numirii membrilor Consiliului și ai conducerii
executive trebuie stabilită în mod clar și trebuie, pe
cât posibil, să promoveze stabilitatea și
predictibilitatea.

Conform Actului Constitutiv, membrii CS
sunt numiti pe o durata de 4 ani
A.2. Consiliul trebuie să dispună de un echilibru adecvat între competențe, experiență, diversitate de gen, cunoștințe și
independență pentru a-și putea îndeplini în mod eficient atribuțiile și responsabilitățile.
A.2., 1
Consiliul trebuie să aibă cel puțin cinci membri.

CS este format din șapte membri.
Detalii – în Raportul Anual – capitolul
Raportul Consiliului de Supraveghere
A.2., 2
Consiliul trebuie să aibă o politică privind diversitatea
Consiliului și a conducerii executive și să se asigure că
diversitatea în ceea ce privește genul, vârsta,
experiența și competențele este încorporată în
Politica de Nominalizare.

Procedurile de selecție pentru membrii
Consiliului de Supraveghere sunt derulate
de către Ministerul Energiei, în calitate de
Autoritate Publică Tutelară, în conformitate
cu prevederile OUG nr. 109/2011 privind
guvernanța corporativă a întreprinderilor
publice. În acest cadru legal,
responsabilitatea inițierii și desfășurării
procesului de selecție, inclusiv stabilirea
criteriilor de eligibilitate și evaluare, revine
Autorității Publice Tutelare, cu respectarea
principiilor de transparență, competență
profesională și tratament
nediscriminatoriu.
A.2., 3
Consiliul trebuie să elaboreze un profil al Consiliului
care să specifice caracteristicile și trăsăturile dorite ale
membrilor săi, inclusiv factori precum independența,
diversitatea, integritatea, competențele și experiența
specifice, cunoștințele despre industrie, capacitatea
și disponibilitatea de a dedica timp și efort adecvat
responsabilităților Consiliului, în contextul nevoilor
Consiliului și ale comitetelor sale și al exercitării de
către acestea a rolului strategic și de supraveghere al
Consiliului. Profilul Consiliului poate fi parte din
Politica de Nominalizare.

Conform prevederilor OUG 109/2011
privind guvernanţa corporativă a
întreprinderilor publice, cu modificările şi
completările ulterioare, Ministerul
Energiei, în calitate de Autoritate Publică
Tutelară emite Scrisoarea de așteptări prin
care se stabilesc performanțele așteptate
de la organele de administrare și conducere
ale Societății, împreună cu Profilul
Consiliului de Supraveghere.
Aceste documente aferente selecției
membrilor CS se publica pe pagina de
internet a companiei,
www.hidroelectrica.ro, sectiunea
Guvernanta Corporativa - Selectie membri
structuri de conducere
A.2., 4
Majoritatea membrilor Consiliului trebuie să fie
neexecutivi. Cel puțin o treime din membrii Consiliului
trebuie să fie independenți. Fiecare membru
independent al Consiliului trebuie să prezinte o
declarație privind independența sa în momentul
nominalizării sale pentru alegere sau realegere,
precum și atunci când apare orice modificare a
statutului său, în conformitate cu criteriile de
independenţă prevăzute în legislație şi în Anexa A la
Cod.

Conform Actului Constitutiv, Membrii
Consiliului de Supraveghere nu pot fi
membri ai Directoratului.
74
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
A.2., 5
Comitetul de Nominalizare și Remunerare (sau
întregul Consiliu în cazul în care nu există un Comitet
de Nominalizare și Remunerare) va evalua dacă
membrii Consiliului pot fi considerați independenți în
temeiul factorilor avuți în vedere, examinând dacă
există relații de afaceri sau alte relații personale care
ar putea afecta în mod semnificativ independența și
obiectivitatea membrului de Consiliu și a capacităţii
acestuia de a acționa în interesul Societății, al
acționarilor și al părților interesate.

Atribuția CNR este definita in ROF al
Comitetului.
A.2., 6
Funcțiile de Președinte al Consiliului și Director
General este recomandabil să fie deținute de
persoane diferite.

Conform Actului Constitutiv, Membrii
Consiliului de Supraveghere nu pot fi
membri ai Directoratului.
A.2., 7
Dacă funcțiile de Președinte al Consiliului și Director
General sunt deținute de aceeași persoană, este
recomandabil ca Societatea să numească un
VicePreședinte independent.

Nu este cazul, conform Actului Constitutiv,
Membrii Consiliului de Supraveghere nu
pot fi membri ai Directoratului
A.3. Consiliul trebuie să se asigure că este instituită o procedură formală, riguroasă și transparentă în ceea ce privește nu mirea
de noi membri în cadrul Consiliului.
A.3., 1
Societatea va dezvolta și publica o Politică de
nominalizare a membrilor Consiliului care trebuie să
definească procesele și procedurile pentru
nominalizarea, alegerea sau înlocuirea unui membru
al Consiliului. Politica de nominalizare, aprobată de
organul de guvernanţă competent, va descrie modul
în care Societatea primeşte și evaluează
nominalizările din partea acționarilor (inclusiv a
acționarilor minoritari) sau din partea membrilor
Consiliului, inclusiv în ceea ce privește profilul
Consiliului, independența și diversitatea.

Conform prevederilor OUG nr. 109/2011
privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, cu modificările şi
completările ulterioare, Ministerul
Energiei, în calitate de Autoritate Publică
Tutelară emite Scrisoarea de așteptări prin
care se stabilesc performanțele așteptate
de la organele de administrare și conducere
ale Societății, împreună cu Profilul
Consiliului de Supraveghere.
Conform Actului Constitutiv, Statul Roman,
reprezentat prin autoritatea competenta
potrivit legii, nu va putea propune mai mult
de 6 candidați pentru funcția de membru in
Consiliul de Supraveghere.
Aceste documente aferente selecției
membrilor CS se publica pe pagina de
internet a companiei,
www.hidroelectrica.ro, sectiunea
Guvernanta Corporativa - Selectie membri
structuri de conducere
A.3., 2
Consiliul, prin Comitetul de Nominalizare și
Remunerare, dacă există, trebuie să monitorizeze
procesul de nominalizare a candidaţilor pentru pentru
poziţia de membru în Consiliu.

Procedurile de selecție pentru membrii
Consiliului de Supraveghere sunt derulate
de către Ministerul Energiei, în calitate de
Autoritate Publică Tutelară, în conformitate
cu prevederile OUG nr. 109/2011 privind
guvernanța corporativă a întreprinderilor
publice. În acest cadru legal,
responsabilitatea inițierii și desfășurării
procesului de selecție, inclusiv stabilirea
criteriilor de eligibilitate și evaluare, revine
Autorității Publice Tutelare, cu respectarea
principiilor de transparență, competență
75
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
profesională și tratament
nediscriminatoriu.
Conform Actului Constitutiv, Statul Roman,
reprezentat prin autoritatea competenta
potrivit legii, nu va putea propune mai mult
de 6 candidati pentru functia de membru in
Consiliul de Supraveghere.
A.3., 3
Societatea va informa acționarii cu privire la
experiența și CV-ul candidaților la funcția de membru
în Consiliu, de care aceştia au nevoie pentru a lua o
decizie informată cu privire la numirea sau reînnoirea
mandatului membrilor de Consiliu, inclusiv
următoarele:
• angajamentele și implicările profesionale ale
candidaților, inclusiv funcții executive și neexecutive
în societăți, autorități publice, organizații non-profit
şi în alte organizații;
• orice conflict de interese existent sau potențial,
inclusiv dacă au relații de afaceri, de familie sau de altă
natură care le-ar putea afecta performanța în calitate
de membru în Consiliu;
• care acționar sau membru al Consiliului a propus
fiecare candidat pentru poziţia de membru în Consiliu.

Toate informațiile referitoare la experienta
și CV-urile candidatilor la funcția de
membru in Consiliul de Supraveghere sunt
puse la dispozitia actionarilor, pe website-
ul companiei, www.hidroelectrica.ro,
sectiunea Adunarea Generala a
Actionarilor.
A.4. Consiliul trebuie să înființeze comitete care să îl asiste în îndeplinirea responsabilităților sale cheie, în abordarea
provocărilor strategice și în gestionarea problematicilor sensibile cu potențial ridicat de conflict de interese.
A.4., 1
Consiliul va înființa un Comitet de Audit pentru a-și
spori capacitatea de supraveghere asupra raportării
financiare, cadrului de control intern, a proceselor de
audit intern și extern și a conformității cu legile și
reglementările aplicabile. În cazul în care nu este
obligatoriu potrivit legii sau nu este deja înființat un
comitet dedicat pentru administrarea riscurilor,
Comitetul de Audit va include, de asemenea,
responsabilități de monitorizare a eficacității cadrului
de administrare a riscurilor.

CS a înființat un comitet de audit („CA”).
CA include membri cu calificări adecvate
funcțiilor și responsabilităților pe care le
dețin în CA.
Președintele CA este dna. Carmen Radu.
Detalii cu privire la Comitetul de audit sunt
prezentate in Raportul anual, in capitolul
Raportul Consiliului de Supraveghere.
A.4., 2
Este recomandabil ca în componenţa Comitetului de
Audit să se regăsească doar membrii neexecutivi ai
Consiliului. Este de asemenea recomandabil ca
majoritatea membrilor Comitetului să fie
independenţi, inclusiv Președintele Comitetului.
Comitetul de Audit trebuie să dețină, per ansamblu,
competenţe relevante în domeniul în care Societatea
îşi desfăşoară activitatea. Comitetul şi membrii săi
trebuie sa respecte cerinţele legislaţiei naţionale şi
europene aplicabile.
CA are în componență 6 membri
neexecutivi, din care 5 sunt independenți.
Detalii cu privire la Comitetul de audit sunt
prezentate in Raportul anual, in capitolul
Raportul Consiliului de Supraveghere.
76
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
A.4., 3
Consiliul Societăților listate la Categoria Premium
trebuie să înființeze un Comitet de Nominalizare și
Remunerare format din membrii neexecutivi ai
Consiliului. Este recomandabil ca majoritatea
membrilor Comitetului să fie independenţi, inclusiv
Președintele Comitetului. Consiliul poate, de
asemenea, să înființeze distinct un Comitet de
Nominalizare, respectiv un Comitet de Remunerare, în
cazul în care componența Consiliului permite acest
lucru și dacă aceasta este justificată, având în vedere
dimensiunea și complexitatea afacerii și structurile de
guvernanță ale Societății.

CS a înființat un comitet de Nominalizare și
Remunerare („CNR”).
Președintele CNR este dl. George-Marius
Toniuc.
CNR are în componență 5 membri
neexecutivi, din care 4 sunt independenți.
Detalii cu privire la Comitetul de
Nominalizare și Remunerare sunt
prezentate in Raportul anual, in capitolul
Raportul Consiliului de Supraveghere.
A.4., 4
În plus față de responsabilitățile sale specifice, astfel
cum sunt prevăzute în prezentul Cod, Comitetul de
Nominalizare și Remunerare:
i. Revizuiește și recomandă Consiliului dimensiunea și
componența Consiliului și conduce crearea și
revizuirea continuă a profilului Consiliului;
ii. Identifică persoanele calificate pentru a deveni
membri ai Consiliului și ai conducerii executive, dacă ii
este solicitat; evaluează candidaţii pentru poziţii de
conducere executivă; evaluează candidaţii propuşi de
acţionari sau de membrii Consiliului pentru poziţii de
membru de Consiliu şi informează AGA întocmai;
iii. Face recomandări Consiliului cu privire la numirile
în comitete (altele decât Comitetul de Nominalizare și
Remunerare);
iv. Coordonează o evaluare anuală a Consiliului, a
membrilor de Consiliu și a comitetelor în conformitate
cu prevederile Principiului A.5.;
v. Asistă Consiliul în îndeplinirea responsabilităților
sale legate de politica de remunerare a Societăţii;
vi. Asistă Consiliul în elaborarea planurilor de
succesiune pentru conducerea executivă, precum și a
planurilor de succesiune în regim de urgență și a
procesului de recrutare a Directorului General, după
caz;
vii. Supraveghează administrarea planurilor de
compensare și beneficii ale Societăţii.

Referitor la punctele i. si ii.:
Procedurile de selecție pentru membrii
Consiliului de Supraveghere sunt derulate
de către Ministerul Energiei, în calitate de
Autoritate Publică Tutelară, în conformitate
cu prevederile OUG nr. 109/2011 privind
guvernanța corporativă a întreprinderilor
publice. În acest cadru legal,
responsabilitatea inițierii și desfășurării
procesului de selecție, inclusiv stabilirea
criteriilor de eligibilitate și evaluare, revine
Autorității Publice Tutelare, cu respectarea
principiilor de transparență, competență
profesională și tratament
nediscriminatoriu.
A.4., 5
Rolul și responsabilitățile comitetelor Consiliului
trebuie definite în regulamente interne distincte
(regulamente de funcționare) și publicate pe website-
ul Societăţii. În cazul în care Societatea alege să nu
înființeze niciunul dintre comitetele Consiliului care
nu sunt cerute de lege, sarcinile și responsabilitățile
corespunzătoare vor fi realizate de către Consiliu și
trebuie să fie menționate în mod corespunzător în
regulamentul intern al Consiliului.

Rolul și atributiile comitetelor consultative
constituite la nivelul CS sunt definite in
Regulamentele aferente fiecărui comitet.
Acestea pot fi consultate pe pagina de
internet a companiei,
www.hidroelectrica.ro, secțiunea Despre
noi - Conducere
A.4., 6
Evaluarea independenței membrilor comitetelor,
inclusiv în cazul membrilor comitetelor numiți de AGA,
se realizează după aceeași procedură aplicabilă în
cazul membrilor independenți ai Consiliului.

Toti membrii comitetelor sunt membrii CS.
In baza declaratiilor de independenta
depuse, 6 din 7 membri sunt independenti.
77
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
A.4., 7
Președinții Comitetului de Audit și Comitetului de
Nominalizare și Remunerare nu trebuie să fie
Președintele Consiliului sau al altor comitete, cu
excepția cazului în care acest lucru este justificat de
dimensiunea Consiliului.

Presedintii CA si CNR (dna. Carmen Radu,
respectiv dl. Marius-George Toniuc) sunt
membri diferiți de Președintele CS (dl.
Silviu-Răzvan Avram).
A.5. Consiliul trebuie să instituie proceduri solide de funcționare a Consiliului, precum și mecanisme de evaluare și dezvolt are
continuă a Consiliului pentru a îmbunătăți competențele membrilor de Consiliul și capacitatea acestora de a-și îndeplini în mod
eficient responsabilitățile.
A.5., 1
Președintele Consiliului este responsabil în principal
pentru a se asigura că Consiliul funcţionează
corespunzător. Regulamentul intern al Consiliului
trebuie să conțină rolul și responsabilitățile
Președintelui Consiliului, iar Președintele Consiliului
trebuie, cel puțin:
• Să stabilească ordinea de zi a ședințelor Consiliului,
să prezideze aceste ședințe și să se asigure că se
întocmesc procese-verbale ale acestor ședințe;
• Să se asigure că Consiliul primește informații precise,
la timp, utile, succinte, pentru a permite Consiliului să
ia decizii corecte;
• Să se asigure că Consiliul dispune de suficient timp
pentru consultare și luarea deciziilor;
• Să permită funcţionarea corespunzătoare a
comitetelor și existenţa unei comunicări eficie nte cu
comitetele Consiliului, inclusiv rapoarte operative și
pertinente ale comitetelor către întregul Consiliu;
• Să se asigure că performanța Consiliului este
evaluată și discutată cel puțin o dată pe an şi
diseminată public conform prevederii D.1., 3;
• Să se asigure că Consiliul are o relație de lucru
adecvată cu conducerea executivă. Directorul general
și Președintele Consiliului (în cazul în care funcțiile
sunt deținute de persoane diferite) se întâlnesc în
mod periodic;
• Să abordeze și să gestioneze disputele interne și
conflictele de interese privind membrii Consiliului.

Toate aspectele mentionate în cerință
A.5.,1 sunt prevăzute în ROF CS
A.5., 2
Consiliul trebuie să se întrunească ori de câte ori este
necesar, dar nu mai puțin de șase (6) ori pe an.

In cursul anului 2025 au avut loc 43 de
ședințe ale CS.
Detalii privind ședințele CS pot fi consultate
in capitolul Raportul Consiliului de
Supraveghere.
A.5., 3
Consiliul poate solicita desemnarea Secretarului
General, care să asiste Consiliul în respectarea
obligațiilor sale conform legii, regulamentului intern al
Consiliului și altor politici. Secretarul General trebuie
să fie un expert senior în cadrul Societăţii, însărcinat
cu asistarea Consiliului și a comitetelor sale în
organizarea activităților lor, pregătirea şedinţelor,
evaluarea anuală a performanței Consiliului și a
comitetelor, precum și programele de formare a
membrilor de Consiliu, dacă este nevoie.

Conform ROF CS, Președintele Consiliului a
desemnat doi Secretari, a căror atribuții
sunt definite in Regulament.
A.5., 4
Consiliul trebuie să definească în mod clar drepturile
și responsabilitățile, domeniul de autoritate și alte
aspecte legate de Secretarul General.

Conform ROF CS, Președintele Consiliului a
desemnat doi Secretari, a căror atribuții
sunt definite in Regulament.
78
Nr
Prev
Prevedere (detaliată)
Da
Parțial
Nu
Explicaț ie
A.5., 5
Consiliul și comitetele sale trebuie să elaboreze și să
aprobe un plan anual intern de lucru care să identifice
subiectele ce trebuie abordate în cursul anului înainte
de sfârșitul anului precedent. Planul trebuie să țină
cont de deciziile necesar a fi propuse AGA, de
raportarea de către funcțiile de conducere executivă
și de control intern, de frecvența necesară a
întâlnirilor Consiliului şi comitetelor, și trebuie să fie
revizuit de Președinte cu sprijinul Secretarului
General.

Consiliul de Supraveghere își desfășoară
activitatea conform planului de lucru
intern.
A.5., 6
Consiliul trebuie să efectueze o evaluare anuală a
componenței, activităţii și dinamicii Consiliului și a
comitetelor sale, individual şi per ansamblu, evaluare
care trebuie să fie coordonată de Comitetul de
Nominalizare și Remunerare.

CS desfășoară anual un proces de evaluare
a activității sale având la baza o politica de
autoevaluare a cărui formă a fost aprobată
de CS. Autoevaluarea este efectuata sub
conducerea CNR. Pe baza chestionarelor de
autoevaluare (anex ă a politicii de
autoevaluare) se redactează și aprobă de
către CS Raportul anual de autoevaluare.
Raportul acestei autoevaluări pentru anul
2025 este prezentat in Capitolul Raportul
Consiliului de Supraveghere.
A.5., 7
Comitetul de Nominalizare și Remunerare trebuie să
împărtășească rezultatele evaluării Consiliului cu
întregul Consiliu și să stabilească acțiuni ulterioare,
dacă este necesar, inclusiv planuri de dezvoltare
profesională și de formare pentru Consiliu, pent ru a
umple lacunele.

Raportul de autoevaluare aprobat de CS
cuprinde acțiuni ulterioare de dezvoltare/
îmbunătățire a activității.
A.5., 8
Regulamentul intern al Consiliului trebuie să impună
programe de orientare (induction) pentru membrii de
Consiliu nou numiți, asigurate de personalul intern al
Societăţii. Regulamentul intern al Consiliului poate
face referire la programe de formare continuă pentru
membri de Consiliu, dacă este necesar. Punerea în
aplicare a programelor de orientare și formare
continuă pentru membrii de Consiliu (conform deciziei
Consiliului) se face sub supravegherea Comitetului de
Nominalizare şi Remunerare, cu sprijinul Secretarului
General. Pe baza rezultatelor evaluării anuale a
Consiliului, Comitetul de Nominalizare și Remunerare
împreună cu Președintele Consiliului vor elabora
programe de dezvoltare profesională axate pe
domeniile în care ar trebui construită capacit atea în
rândul membrilor de Consiliu.

Participarea la cursuri de formare
profesională este o obligație a membrilor
Consiliului de Supraveghere conform
contractelor de mandat.
79
A.6. Conducerea executivă este responsabilă pentru managementul zilnic al Societăţii. Consiliul trebuie să se asigure că
conducerea executivă este capabilă să conducă în mod eficient Societatea, iar componența, competența, rolurile și stimulentel e
conducerii executive sprijină punerea în aplicare cu succes a strategiei și planurilor Societăţii.
A.6., 1
Conducerea executivă trebuie să conducă Societatea
și să răspundă în fața Consiliului. Împărțirea
responsabilităților între Consiliu și conducerea
executivă și între diferiți membri ai conducerii
executive trebuie să fie clar articulată în actul
constitutiv al Societăţii și reglementările interne ale
Societăţii.

Structura, competențele și
responsabilitățile Directoratului sunt
descrise în Actul Constitutiv, regulamentul
de organizare și functionare („ROF”) al
Directoratului, precum si alte proceduri
interne.
Actul Constitutiv poate fi consultat pe
website-ul companiei,
www.hidroectrica.ro, sectiunea
Guvernanta Corporativa – Documente
Guvernanta Corporativa.
A.6., 2
Atunci când rolurile de Președinte al Consiliului și
Director General sunt exercitate de aceeași persoană,
responsabilitățile diferite ale Președintelui Consiliului
și ale Directorului General trebuie să fie clar definite și
diferențiate în actul constitutiv al Societății.

Conform Actului Constitutiv, Membrii
Consiliului de Supraveghere nu pot fi
membri ai Directoratului.
A.6., 3
Consiliul trebuie să se asigure că conducerea
executivă este formată din persoane cu cunoștințe,
competențe, diversitate și experiență adecvate
pentru a sprijini succesul performanței Societății și că
există măsuri în vigoare care să asigure succesiunea
ordonată a conducerii executive.

Selecțiile derulate de Consiliul de
Supraveghere pentru alegerea membrilor
Directoratului se supun prevederilor OUG
nr. 109/2011 privind guvernanța
corporativă a întreprinderilor publice. În
acest cadru legal, responsabilitatea inițierii
și desfășurării procesului de selecție,
inclusiv stabilirea criteriilor de eligibilitate și
evaluare, revine Consiliului de
Supraveghere, cu respectarea principiilor
de transparență, competență profesională
și tratament nediscriminatoriu.
A.6., 4
Consiliul, cu sprijinul Comitetului de Nominalizare și
Remunerare, trebuie să evalueze anual performanța
conducerii executive, eficacitatea cooperării sale cu
Consiliul, inclusiv informația furnizată Consiliului.

Raportul anual de evaluare a Directoratului
este supus aprobării Consiliului de
Supraveghere.
SECTIUNEA B: CADRUL DE ADMINISTRARE A RISCURILOR SI CONTROL INTERN
B.1. Societatea trebuie să dispună de un cadru de control intern și de un cadru de administrare a riscurilor adecvate și eficiente,
ținând cont de strategia sa, dimensiunea, complexitatea operațiunilor și profilul de risc, inclusiv impactul potențial de mediu şi
social al activităților sale.
B.1., 1
Consiliul stabilește natura și amploarea riscurilor pe
care Societatea este dispusă să și le asume ca
necesare pentru atingerea obiectivelor strategice ale
Societăţii (și anume apetitul pentru risc al Societăţii) și
trebuie să se asigure că există structuri, politici și
proceduri clare care identifică, evaluează, raportează,
gestionează și monitorizează riscurile semnificative şi
emergente, inclusiv riscurile legate de durabilitate,
securitatea cibernetică și utilizarea tehnologiilor
digitale. Consiliul trebuie să explice în raportul anual
mecanismele și procesele instituite pentru
identificarea și administrarea riscurilor.

Operaționalizarea cadrului de risc
management se realizează prin:
1. Guvernanță și supraveghere Comitetul
de Audit și Risc, constituit la nivelul
Consiliului de Supraveghere, asigură
supravegherea independentă a sistemului
de management al riscurilor. Comitetul se
întrunește trimestrial sau la nevoie și
raportează Consiliului concluziile
evaluărilor efectuate.
2. Identificarea și evaluarea riscurilor
Societatea menține un Registru de Riscuri
actualizat periodic, conform procedurilor,
care cuprinde riscurile semnificative și
emergente clasificate după probabilitate,
impact și viteza de materializare.
80
3. Raportare și monitorizare Consiliul
primește raportări periodice privind
evoluția profilului de risc al Societății,
inclusiv riscurile emergente identificate în
intervalul de raportare. Raportările includ
stadiul măsurilor de diminuare aferente
riscurilor semnificative.
4. Riscuri specifice — durabilitate,
cibernetică și digitalizare Societatea se află
în proces de extindere formală a cadrului de
management al riscurilor pentru a integra
explicit și riscurile legate de durabilitate și
factorii ESG. Aceste categorii sunt
monitorizate operațional.
B.1., 2
Consiliul trebuie să adopte o politică formală privind
administrarea riscurilor, pentru a asigura
identificarea, măsurarea şi raportarea corectă,
completă şi in timp util a riscurilor, existența unor
măsuri adecvate și fezabile de control al riscurilor,
precum şi integrarea riscurilor E&S în cadrul de
administrare a riscurilor, în vederea implementării
strategiei Societăţii.

Politica acoperă următoarele elemente:
1. Identificarea și măsurarea riscurilor
2. Raportarea corectă, completă și în timp
util
3. Măsuri adecvate de control al riscurilor
4. Integrarea riscurilor de mediu și sociale
(E&S)
B.1., 3
Consiliul și Comitetul de Audit trebuie să înțeleagă
schimbările emergente legate de tehnologia
informației și inteligența artificială, astfel încât să
atenueze riscurile de securitate cibernetică. Pe
agenda Consiliului trebuie să se acorde timp riscurilo r
și oportunităților IA și securității cibernetice, pentru a
asigura înțelegerea protecției cibernetice.

Consiliul și Comitetul de Audit primesc
briefing-uri periodice din partea
managementului executiv privind evoluția
peisajului de amenințări cibernetice, stadiul
măsurilor de protecție implementate și
incidentele relevante înregistrate în
perioada de raportare. Aceste briefing-uri
asigură un flux continuu de informații
relevante către nivelul de supraveghere.
B.1., 4
Este recomandabil ca Societatea să înființeze o funcție
de administrare a riscurilor responsabilă pentru
asigurarea identificării corecte, complete și în timp util
a riscurilor, asigurându-se că sunt instituite măsuri
adecvate și fezabile de control al riscurilor și
monitorizarea procedurilor de administrare a
riscurilor. Funcția de administrare a riscurilor, prin
Ofițerul de Administrare a Riscurilor (CRO), dacă
există, trebuie să aibă comunicare directă și raportare
funcţională către Consiliu și Comitetul de Audit (dacă
nu există un Comitet de Risc dedicat).

Structura organizatorică a Societății include
un departament dedicat gestionarii
riscurilor – Departamentul Risk
Management.
B.1., 5
Consiliul, asistat de Comitetul de Audit, trebuie să
evalueze cel puțin anual adecvarea și eficacitatea
cadrului de administrare a riscurilor și control intern al
Societăţii (inclusiv controalele operaționale și de
conformitate) și să facă recomandări relevante.
Evaluarea trebuie să ia în considerare eficacitatea și
sfera de aplicare a funcției de audit intern, caracterul
adecvat al administrării riscurilor și al conformității,
rapoartele de control intern, dacă acestea sunt cerute
de legislația aplicabilă, adresate Comitetului de Audit
al Consiliului, capacitatea de reacție și eficacitatea
conducerii în tratarea deficiențelor sau punctelor
slabe identificate în materie de control intern și
transmiterea rapoartelor relevante către Consiliu.

Departamentul Risc Management
întocmește un raport anual privind
activitatea de risc management care
cuprinde evaluarea sistemului de gestiune
a riscului, care este prezentat Comitetului
de gestionare a riscurilor din cadrul
Consiliului de Supraveghere.
81
B.1., 6
Consiliul trebuie să dezvolte și să pună la dispoziție pe
website-ul Societăţii, cu titlu gratuit, un mecanism de
avertizare (whistleblowing) care să permită
angajaților și altor părți interesate să facă dezvăluiri cu
privire la presupuse încălcări sau nereguli conform
legislaţiei aplicabile în vigoare.

Prin Codul Etic Hidroelectrica, document
aprobat si actualizat de Consiliul de
Supraveghere, este implementat,
mecanism de avertizare (whistleblowing)
care permită angajaților și altor părți
interesate să facă dezvăluiri cu privire la
presupuse încălcări sau nereguli conform
legislației aplicabile în vigoare
(comportament.etic@hidroelectrica.ro).
B.2. Comitetul de Audit trebuie să asiste Consiliul în asigurarea integrității raportării financiare și nefinanciare, stabilirea unui
cadru eficient de administrare a riscurilor și control intern, precum și menținerea unei relații adecvate cu auditorii ext erni ai
Societății.
B.2., 1
În plus față de responsabilitățile sale menționate în
legislație și în alte părți ale Codului, Comitetul de Audit
trebuie:
• Să revizuiască controalele interne şi cadrul de
administrare a riscurilor în Societate;
• Să monitorizeze elaborarea şi aplicarea politicilor
Societăţii privind conflictele de interese şi tranzacțiile
cu părțile afiliate;
• Să asigure independența și să revizuiască
eficacitatea funcției de audit intern a Societăţii și să
înainteze recomandări Consiliului;
• Să supravegheze funcția de audit intern;
• Să supravegheze pregătirea rapoartelor legate de
durabilitate și informațiile incluse în acestea, cu
excepția cazului în care această sarcină este atribuită
unui alt comitet;
• Să supravegheze cadrul pentru asigurarea
conformității Societăţii cu cerințele legale și de
reglementare aplicabile, precum și cu reglementările
interne ale Societăţii (precum procedurile de
raportare a încălcărilor legii sau ale Codului de
conduită al Societăţii), cu excepția cazului în care
această sarcină este atribuită unui alt comitet.

Evaluarea sistemului de control intern
managerial (care include si sistemul de
gestiune a riscurilor) se realizează complet
la nivelul Societății într-un interval de 3 ani,
in care este evaluat, pe rând, in primul an
executivul si 3 sucursale, iar ulterior in anii
2 si 3 executivul si restul sucursalelor. Anul
2025 a reprezentat al doilea an dintr-un
ciclu de recertificare ISO (se realizează o
data la trei ani, corelată cu cerințele pentru
certificarea ISO 9001, ISO 14001, ISO 45001
si ISO 37001) in care au fost evaluate
Compartimentele Funcționale din cadrul
Executivului si sucursalele Bistrița și Porțile
de Fier. In urma acestor evaluări a fost emis
Raportul de audit intern privind statusul
implementării Sistemului de control intern
managerial/ISO, înregistrat cu nr.
123139/12.11.2025 care a fost prezentat in
cadrul Comitetului de audit din data de 13
octombrie 2025 si aprobat de CS prin
Hotărârea nr. 134/13.11.2025.
Activitatea de audit public intern la nivelul
Societății se desfășoară prin structura
proprie de audit, respectându-se astfel
cerinţa stabilită prin Legea nr. 672/2002,
privind auditul public intern - art. 10 alin (1),
republicată cu modificările și completările
ulterioare.
Având în vedere cerințele Strategiei
Naționale Anticorupție si ale ISO 37001
Sisteme de management anti-mită Cerințe
cu ghid de utilizare, Departamentul Audit
Public Intern, aflat în subordinea
Comitetului de audit, realizează anual
evaluarea sistemului de monitorizare și
prevenire a corupției si emite un raport de
audit, avizat de Comitetul de Audit si
aprobat de Consiliul de Supraveghere.
82
Departamentul de Audit Public Intern a
întocmit în data de 10 septembrie 2025 un
raport care include concluziile î n legătură
cu conflictele de interese, raport analizat și
avizat în ședința Comitetului de Audit din
data de 13 octombrie 2025 și aprobat de CS
prin Hotărârea nr. 134/13.11.2025.
B.2., 2
Ori de câte ori Codul menționează revizuiri sau analize
care trebuie efectuate de către Comitetul de Audit,
acestea trebuie să fie urmate de rapoarte periodice
(cel puțin anuale) sau ad-hoc care să fie prezentate
Consiliului.

Pentru fiecare ședință a Comitetului de
Audit, este elaborat un Raport al
Comitetului de audit, care cuprinde, dacă
este cazul, propuneri de măsuri, termene și
responsabili în vederea îndeplinirii
anumitor cerințe sau eliminării anumitor
deficiențe. După aprobarea măsurilor de
către CS, responsabilii stabiliți informează
CS modul de îndeplinire a acestora.
Departamentul Audit Public Intern
realizează un raport care urmărește stadiul
implementării recomandărilor incluse în
rapoartele de audit intern, avizate de
Comitetul de audit și aprobate de CS.
Departamentul Audit Public Intern,
elaborează Raportul anual al activității de
audit intern în cadrul Societății, în care este
prezentat cadrul de funcționare al funcției
de audit intern. Raportul este analizat,
evaluat și avizat într-o ședință a Comitetului
de audit și ulterior aprobat de CS.
Fiecare raport de audit intern, rezultat în
urma derulării misiunilor de audit intern,
este prezentat Comitetului de audit, care
după analiza acestuia, îl avizează și îl
transmite CS pentru aprobare.
B.2., 3
Comitetul de Audit trebuie să monitorizeze
independența și obiectivitatea auditorului extern.
Comitetul ar trebui să aprobe o politică privind
furnizarea serviciilor non-audit permise de către
auditorul extern, în conformitate cu cerințele legale,
și să asigure implementarea acestei politici.
Constatările Comitetului cu privire la independența
auditorului extern trebuie făcute publice în raportul
anual.

Conform ROF CS actualizat, Comitetul de
audit, monitorizează independența și
obiectivitatea auditorului extern.
Furnizarea serviciilor non - audit permise de
către auditorul extern se poate realiza doar
cu aprobarea Consiliului de Supraveghere,
în baza recomandării Comitetului de audit,
având ca referință LEGE nr. 162 din 6 iulie
2017 privind auditul statutar al situațiilor
financiare anuale şi al situațiilor financiare
anuale consolidate si REGULAMENTUL (UE)
NR. 537/2014 AL PARLAMENTULUI
EUROPEAN ȘI AL CONSILIULUI din 16 aprilie
2014 privind cerințe specifice refer itoare la
auditul statutar al entităților de interes
public. Urmează ca în perioada următoare
sa fie finalizata si implementata
politica/procedura privind furnizarea
serviciilor non audit permise de către
auditorul extern.
83
B.2., 4
Comitetul de Audit trebuie să discute planul anual de
lucru cu auditorul extern, acoperind sfera și
materialitatea activităților care urmează să fie
auditate. Comitetul de Audit trebuie să se întâlnească
cu auditorul extern ori de câte ori este necesar pentru
a discuta problemele identificate și pentru a
monitoriza calitatea serviciilor furnizate.

Conform ROF CS actualizat, Comitetul de
Audit discuta planul anual de lucru cu
auditorul extern, acoperind sfera și
materialitatea activităților care urmează să
fie auditate. Comitetul de Audit se
întâlnește cu auditorul extern ori de câte ori
este necesar pentru a discuta problemele
identificate și pentru a monitoriza calitatea
serviciilor furnizate, dar cel puțin de două
ori pe an cu ocazia întocmirii rezultatelor
semestriale și anuale, când se asigură de
diseminarea acestora către acționari și
publicul larg.
B.3. Consiliul trebuie să asigure independența funcției de audit intern. Funcția de audit intern a Societății trebuie să ofer e
asigurare independentă și obiectivă cu privire la eficacitatea cadrului de administrare a riscurilor și control intern.
B.3., 1
Consiliul trebuie să se asigure ca auditul intern are
autoritatea, resursele și procedurile adecvate pentru
a asista Consiliul în asigurarea eficacității și eficienței
cadrului de administrare a riscurilor și de control
intern al Societăţii.

Auditul intern este realizat, conform
Organigramei si ROF Hidroelectrica prin
Departamentul Audit Public Intern, nivel
care ii asigura autoritatea necesara la
nivelul companiei. Conform Legii nr. 672
din 19 decembrie 2002 (*republicată*)
privind auditul public intern, resursele si
procedurile specifice se asigura in baza
evaluărilor multianuale, reflectate prin
Planurile multi/anuale de audit public
intern, aprobate de Consiliul de
Supraveghere (pentru anul 2025 Planul
anual a fost aprobat prin Hotărârea nr
90/30.10.2024
B.3., 2
Pentru a asigura îndeplinirea funcțiilor de bază ale
auditului intern, responsabilul de această funcție
trebuie să fie numit și să raporteze funcțional direct
Consiliului, prin intermediul Comitetului de Audit,
care are sarcina de a aproba numirea și demit erea
acestuia. Acest lucru nu aduce atingere raportării
administrative către Directorul General și schimbului
de informații cu conducerea executivă a Societăţii, în
conformitate cu cerințele legale și standardele
profesionale.

Activitatea de audit public intern la
nivelul Societății se desfășoară prin
Departamentul Audit Public Intern,
subordonat funcțional Consiliului de
Supraveghere / Comitetului de Audit,
conform Organigramei si ROF,
respectându-se astfel cerința stabilită
prin Legea nr. 672/2002, privind auditul
public intern - art. 10 alin (1), republicată
cu modificările și completările
ulterioare, prin Regulamentul BVB si prin
Standardele Internaționale de audit
intern.
B.3., 3
Funcția de audit intern trebuie instituită în
conformitate cu cerințele legale aplicabile și cu
standardele industriei (de ex, ale Institute of Internal
Auditors). Autoritatea de audit intern, componența,
remunerarea, bugetul anual, procedurile de lucru și
alte aspecte relevante vor fi reglementate într-un
regulament intern de audit intern, aprobat de către
Consiliu, ca urmare a recomandării Comitetului de
Audit.

Activitatea de audit public intern la
nivelul Societății se desfășoară prin
Departamentul Audit Public Intern,
subordonat funcțional Consiliului de
Supraveghere / Comitetului de Audit,
conform Organigramei si ROF,
respectându-se astfel cerința stabilită
prin Legea nr. 672/2002, privind auditul
public intern - art. 10 alin (1), republicată
cu modificările și completările
ulterioare, prin Regulamentul BVB si prin
Standardele Internationale de audit
intern.
84
B.3., 4
Comitetul de Audit trebuie să convină asupra unui
plan anual de lucru privind auditul intern împreună cu
auditorul intern, să primească rapoarte de audit
intern, actualizări privind aspectele-cheie ale
auditului, să monitorizeze punerea în aplicare a
recomandărilor de audit intern și să ofere orientările
necesare.

Conform procedurilor specifice de audit
public intern, planul anual de audit se
stabileste conform cerintelor legale
menționate anterior, de către
managerul departamentului audit public
intern, cu consultarea prealabila a
Comitetului de Audit. Planul anual de
audit se aproba prin Hotărâre a
Consiliului de Supraveghere, iar
derularea acestuia este raportata
periodic si anual.
C: PERFORMANȚĂ, MOTIVAȚIE ȘI RECOMPENSĂ
C.1. Membrii Consiliului trebuie să primească o remunerație corespunzătoare volumului și importanţei atribuţiilor și
responsabilităților lor, mai degrabă decât performanței conducerii sau a Societății. Structura și cuantumul remunerației
pentru membrul de Consiliu trebuie să permită Societății să atragă, să păstreze și să motiveze membrii de Consiliu
competenți și calificați.
C.1., 1
Membrii de Consiliu trebuie să primească o
remunerație, conform Politicii de remunerare a
Societății. Membrii care fac parte și din comitetele
Consiliului trebuie să primească remunerații
suplimentare pentru această activitate. Dar, în niciun
caz, remunerația nu va fi legată de numărul de ședințe
ale Consiliului sau ale Comitetului.

Conform prevederilor OUG nr. 109/2011
privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, remuneraţia
membrilor Consiliului de Supraveghere
este formată dintr-o indemnizație fixă
lunară si alte beneficii. Indemnizaţia fixă
lunară nu poate depăşi de maximum
două ori media pe ultimele 12 luni a
câştigului salarial mediu brut lunar
pentru activitatea desfăşurată conform
obiectului principal de activitate
înregistrat de societate, la nivel de clasă,
conform clasificaţiei activităţilor din
economia naţională, comunicat de
Institutul Naţional de Statistică anterior
numirii.
C.2. Consiliul trebuie să se asigure că există o politică și o procedură formală și transparentă pentru stabilirea remunerați ei
conducerii executive, care să fie aliniată cu interesele pe termen lung ale Societății și cu strategia Societății. Această po litică
va fi prezentată AGA, cu titlu de aprobare, în conformitate cu cerințele legale.
C.2., 1
Consiliul trebuie să stabilească remunerația anuală a
conducerii executive, pe baza recomandărilor
Comitetului de Nominalizare și Remunerare și în
conformitate cu Politica de remunerare a Societăţii.
Politica de remunerare trebuie să fie elaborată în
conformitate cu cerințele legale relevante.

Conform prevederilor OUG nr. 109/2011
privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, membrii
Directoratului beneficiază de o
remunerație compusă dintr-o
indemnizaţie fixă lunară, o indemnizație
variabilă si alte beneficii.
Indemnizaţia fixă lunară nu poate depăşi
de maximum 5 ori media pe ultimele 12
luni a câştigului salarial mediu brut lunar
pentru activitatea desfăşurată conform
obiectului principal de activitate
înregistrat de societate, la nivel de clasă,
conform clasificaţiei activităţilor din
economia naţională, comunicat de
Institutul Naţional de Statistică anterior
numirii și stabilită de Consiliul de
Supraveghere în conformitate cu
prevederile legale în vigoare.
Componenta variabilă se acordă anual şi
nu poate depăşi de maximum două ori
85
media pe ultimele 12 luni a câştigului
salarial mediu brut lunar pentru
activitatea desfăşurată conform
obiectului principal de activitate
înregistrat de societate, la nivel de clasă,
conform clasificaţiei activităţilor din
economia naţională, comunicat de
Institutul Naţional de Statistică anterior
numirii.
C.2., 2
Nivelurile de remunerare pentru membrii conducerii
executive și indicatorii-cheie de performanță luați în
considerare la stabilirea părții variabile (bazate pe
performanță) a remunerației trebuie să fie stabilite în
prealabil și să fie măsurabile și adecvate în raport cu
strategia agreată și cu apetitul pentru risc, cu mediul
economic în care Societatea își desfășoară activitatea,
precum și cu remunerarea și condițiile angajaților din
cadrul Societății. În special, acestea ar trebui să
includă indicatori referitori la performanța
nefinanciară și obiective de durabilitate adecvate.

Conform prevederilor OUG nr. 109/2011
privind guvernanța corporativă a
întreprinderilor publice, gradul total de
realizare poate fi:
i. sub aşteptări, în situaţia în care
gradul total de realizare a ICP este
de până la 85%;
ii. conform aşteptărilor, în situaţia în
care gradul total de realizare a ICP
este cuprins între 85% şi 100%;
iii. peste aşteptări, în situaţia în care
gradul total de realizare a ICP este
de peste 100%.
Ponderile ICP, care însumate reprezintă
o cotă procentuală de 100%, se stabilesc
conform modelului de mai jos:
a) 50-75% ICP financiari;
b) 25-50% ICP nefinanciari –
operaţionali.
C.2., 3
Acțiunile Societății și/sau opțiunile de cumpărare de
acțiuni trebuie să reprezinte o parte semnificativă (de
ex, nu mai puţin de 10%) din remunerația variabilă
totală a membrului conducerii executive.

Nu se aplica
D: RAPORTAREA ȘI RELAȚIA CU INVESTITORII
D.1. Societatea trebuie să asigure comunicarea adecvată cu acționarii, investitorii, autoritățile de reglementare și alte părți
interesate și să stabilească sisteme adecvate pentru raportarea financiară și de durabilitate.
D.1., 1
Societatea trebuie să se asigure că furnizează
informaţii financiare și operaționale exacte, complete
și în timp util, inclusiv rapoarte trimestriale,
semestriale și anuale, precum și rapoarte curente.
Societățile trebuie să se asigure că toate informațiile
relevante sunt ușor accesibile investitorilor, inclusiv
prin intermediul site-ului web al Societății și al altor
surse de informare publică, după caz.

Informatiile relevante investitorilor,
inclusiv raportarile periodice, sunt
publicate conform Calendarului
Financiar si sunt disponibile pe website-
ul companiei, www.hidroelectrica.ro,
sectiunea Relatia cu Investitorii.
D.1., 2
Este recomandabil ca Societatea să aibă o funcție de
relația cu investitorii (IR) și trebuie să numească o
persoană dedicată responsabilă de funcția de IR.
Datele de contact ale persoanei sau persoanelor
responsabile cu funcția de IR vor fi disponibile pe
website-ul Societăţii. Funcția de IR va raporta direct
Directorului General/Directorului Financiar, subliniind
importanța sa în ierarhia Societăţii și accentuând rolul
său central în gestionarea și comunicarea
angajamentelor și statutului Societăţii pe piața de
capital. Societatea trebuie să organizeze cursuri de

Societatea are în componența
organizatorică un Serviciu dedicat
relației cu investitorii, care se
subordonează Președintelui
Directoratului, prin Departamentul M&A
și Relația cu Investitorii.
86
inițiere și instruire periodică, dacă este necesar,
pentru funcția de IR, adaptate nevoilor și
responsabilităților specifice ale acesteia.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă pe site-ul său web o
secțiune dedicată Relației cu Investitorii, cu toate
informațiile relevante de interes pentru investitori,
disponibile atât în limba română, cât și în limba
engleză.

Pe website-ului Societatii, există o
secțiune dedicată acestei activități,
Relația cu Investitorii, care conține toate
documentele relevante, în Limba
Română și în Limba Engleză.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Principalele reglementări corporative: actul
constitutiv actualizat, procedurile AGA, regulamentul
intern al Consiliului și regulamentele interne ale
comitetelor Consiliului;

Actul Constitutiv si Procedura privind
Organizarea ș i Desfășurarea Sedintelor
AGA sunt disponibile pe website-ul
Societății, secțiunea Relația cu
Investitorii – Guvernanță Corporativă –
Documente Guvernanță Corporativă.
Regulamentele CS si ale comitetelor sunt
disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Despre noi – Conducere.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Lista membrilor actuali ai Consiliului, ai comitetelor
Consiliului și ai Conducerii executive, cu menționarea
statutului lor de independență actualizat , CV-urile
profesionale (conținând cel puțin: numele,
prenumele, genul, naționalitatea, vârsta; experiența
profesională pe ani, funcția și societatea; studiile,
domeniu de studiu și instituția academică sau
profesională care acordă diploma), alte angajamente
profesionale, inclusiv funcții executive și neexecutive
în consilii de administrație în societăţi, organizații non-
profit și instituții de stat; relația cu acționarii care
dețin cel puțin 5% din drepturile de vot/acțiunile
emise de Societate; durata numirii membrilor
Consiliului, a comitetelor şi a conducerii executive,
precizând data de la care au fost numiţi;

Disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Despre noi – Conducere.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Rapoarte curente și periodice (rapoarte trimestriale,
semestriale și anuale);

Disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii –
Rezultate și Rapoarte.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Informații referitoare la AGA: ordinea de zi,
materialele suport și hotarârile luate; procedura
pentru desfăşurarea AGA; Politica de Nominalizare,
împreună cu CV-urile profesionale (conținând cel
puțin: numele, prenumele, genul, naționalitatea,
vârsta; experiența profesională pe ani, funcția și
societatea; studiile, domeniu de studiu și instituția
academică sau profesională care acordă diploma),
precum si orice altă informaţie precizată la A.3., 3;
canalele de comunicare prin care acţionarii pot adresa
întrebări Societăţii; răspunsurile la întrebările
acționarilor legate de ordinea de zi; declarațiile de
independență ale candidaților la Consiliu și evaluările
făcute de Comitetul de Nominalizare și
Remunerare/Consiliu pentru candidați, inclusiv

Disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii –
Adunarea Generală a Acționarilor.
87
privind respectarea criteriilor de independență de
către aceştia;
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Informații privind evaluarea Consiliului, realizată
conform prevederii A.5., 7 inclusiv criteriile și procesul
de evaluare, precum și un rezumat al rezultatelor
evaluării și al acțiunilor care au fost sau vor fi
întreprinse ca rezultat al evaluării;

Informații privind evaluarea anuala CS
sunt incluse in capitolul Raportul
Consiliului de Supraveghere.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Informații despre evenimentele corporative, cum ar
fi plata dividendelor și a altor distribuţii către acționari
sau alte evenimente care conduc la dobândirea sau
limitarea drepturilor unui acționar, inclusiv termenele
și principiile aplicate unor astfel de operațiuni. Aceste
informații trebuie publicate într-un interval de timp
care să permită investitorilor să ia decizii de investiții;

Disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii.
D.1., 3
Societatea trebuie să includă in secțiunea dedicată
Relației cu Investitorii:
• Politicile corporative, printre care Codul de
conduită, Politica de dividende, Politica de
remunerare, Politica de prognoză, Politica de
comunicare cu investitorii, Politica de responsabilitate
socială (CSR) / sponsorizare, Politica pentru
tranzacțiile cu părți afiliate, Politica pentru diversitate,
echitate și incluziune și Politica de whistleblowing
(dacă nu este deja parte a Codului de Conduită);

Disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii –
Guvernanță Corporativă – Documente
Guvernanță Corporativă.
D.1., 4
Societatea trebuie să organizeze cel puțin două
întâlniri / conferințe telefonice cu analiști și investitori
în fiecare an. Informațiile prezentate cu aceste ocazii
trebuie publicate în secțiunea IR a website-ului
Societăţii la momentul întâlnirilor/teleconferințelor.

Societatea organizează teleconferințe cu
analiștii și investitorii pentru fiecare
raportare financiară, minim 4
teleconferințe/an. Informațiile aferente,
precum și datele de conectare sunt
disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii –
Rezultate și Rapoarte.
D.1., 5
Societatea trebuie să dezvăluie aspectele non-
financiare și de durabilitate semnificative și
raportabile, cu accent pe problemele de mediu,
sociale și de guvernanță (ESG) ale afacerii și
operațiunilor sale, în conformitate cu standardul
recunoscut de raportare a durabilității. Declarațiile de
durabilitate ale Societăţii vor fi publicate pe website-
ul său.

Declarația de Durabilitate face parte
integrantă din Raportul Anual și se
publică pe website-ul companiei la data
convocării Adunării Generale Anuale a
Acționarilor.
D.1., 6
Societatea trebui să aibă o politică CSR/sponsorizare
pentru a ghida activitatea în domeniul susținerii
activităților CSR și sponsorizării.

Disponibile pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii –
Guvernanță Corporativă – Documente
Guvernanță Corporativă.
D.2. Societatea trebuie să asigure tratamentul corect și echitabil al tuturor acționarilor, precum şi disponibilitatea
mijloacelor şi informaţiilor necesare pentru a le permite acţionarilor să își exercite drepturile în raport cu Societatea.
D.2., 1
Societatea trebuie să aibă o politică de dividende ca
un set de direcții pe care Societatea intenționează să
le urmeze în ceea ce privește distribuirea profitului
net.

Disponibila pe website-ul Societății,
secțiunea Relația cu Investitorii –
Guvernanță Corporativă – Documente
Guvernanță Corporativă.
88
D.2., 2
Procedura pentru desfăşurarea AGA nu trebuie să
restricționeze participarea acționarilor la AGA și
exercitarea drepturilor acestora. Modificările
procedurii pentru desfăşurarea AGA trebuie să intre în
vigoare, cel mai devreme, de la următoarea AGA.

Societatea a adoptat Procedura privind
organizarea ș i Desfășurarea Ședințelor
AGA, prin care acționarii au posibilitatea
să participe în cadrul ședințelor prin
toate mijloacele legale, inclusiv prin
intermediul mijloacelor electronice, prin
platforma eVote.
D.2., 3
Auditorii externi trebuie să participe la AGA în care le
sunt prezentate rapoartele, pentru a răspunde la
întrebările acționarilor.

Auditorul financiar extern va fi prezent la
adunarea generală a acționarilor în care
vor fi aprobate situațiile financiare si
prezentate rapoartele de audit aferente
acestora.
D.2., 4
Consiliul trebuie să prezinte la AGA anuală un rezumat
al evaluării caracterului adecvat și al eficacității
cadrului de administrare a riscurilor și control intern,
conform informatiilor incidente incluse in raportul
anual.

-
D.2., 5
Societatea trebuie să stimuleze angajamentul față de
acționari și investitori prin:
• Încurajarea participării active a acționarilor la
Adunările Generale ale Acționarilor, inclusiv
asigurarea condițiilor pentru participarea virtuală;
• Organizarea de informări și actualizări periodice
pentru investitori, în special în timpul evenimentelor
corporative semnificative;
• Stabilirea canalelor prin care acționarii să ofere
feedback și să pună întrebări, asigurându-se că
răspunsurile sunt oferite la timp și cuprinzătoare.

Acționarii Societății au posibilitatea de a
participa în cadrul Adunărilor Generale
ale Acționarilor prin intermediul
platformei de vot electronic, eVote.
Acționarii sunt informați cu privire la
noutatile relevante prin intermediul
canalelor oficiale si prin lista de
distributie.
De asemenea, actionarii pot adresa
întrebări în cadrul sedintelor AGOA, sau
pe adresa de email ir@hidroelectrica.ro.
D.2., 6
Orice profesionist, consultant, expert sau analist
financiar poate participa la AGA la invitația prealabilă
a Președintelui Consiliului. Jurnaliștii acreditați pot
participa, de asemenea, la AGA, cu excepția cazului în
care Președintele decide altfel.

Jurnaliștii acreditați pot să participe la
adunarea generală a acționarilor cu
condiția ca Președintele Directoratului
să aprobe prezența acestora.
E: DURABILITATE SI PARTILE INTERESATE
E.1. Societatea trebuie să integreze aspectele de durabilitate în strategia sa și să atenueze orice impact material negativ
social și de mediu al operațiunilor sale, în măsura în care este posibil.
E.1., 1
Consiliul trebuie să se asigure că durabilitatea,
considerentele de mediu și sociale sunt integrate în
strategia și operațiunile Societăţii, în administrarea
riscurilor și în practicile de remunerare și
supraveghează această integrare. Un comitet
specializat în materie de durabilitate sau unul dintre
comitetele permanente ale Consiliului asistă Consiliul
în îndeplinirea acestor sarcini.

Aspectele de durabilitate sunt integrate
în strategia și modelul de afaceri al
Societății, inclusiv prin Planul de
Administrare 2023–2027 și Strategia de
sustenabilitate. La nivelul Consiliului de
Supraveghere funcționează Comitetul
de Guvernanță și Sustenabilitate, care
monitorizează implementarea strategiei
ESG, analiza impacturilor, riscurilor și
oportunităților (IRO) și integrarea
acestora în procesele decizionale și de
management al riscurilor.
89
E.1., 2
Consiliul trebuie să se asigure că operațiunile
Societăţii se derulează în conformitate cu standardele
naționale și internaționale de E&S și că politicile E&S
ale Societăţii sunt în concordanță cu obiectivele sale
pe termen lung. În special, Societatea trebuie sa
deţină documente interne referitoare la
responsabilitățile sale pe aspecte de mediu și sociale,
precum și politici și proceduri care îi permit să
identifice factorii semnificativi și să evalueze impactul
asupra activităților Societăţii.

Societatea desfășoară activități în
conformitate cu standardele naționale și
internaționale de mediu și sociale,
inclusiv cerințele ESRS, legislația UE și
standardele ISO relevante (ex. ISO
14001, ISO 45001). Există politici și
proceduri interne care permit
identificarea și evaluarea impacturilor
asupra mediului și societății, inclusiv prin
analiza de dublă materialitate și prin
sistemul de management integrat.
E.1., 3
Ori de câte ori o decizie care urmează să fie luată de
Consiliu are un potențial impact semnificativ și negativ
în sfera E&S, Consiliul trebuie să primească de la
conducerea executivă (i) o analiză a modului în care
această decizie este aliniată cu obiectivele de
durabilitate ale Societăţii și cu politicile E&S sau (ii)
propunerea de măsuri de atenuare a impactului
negativ E&S.

Impacturile de mediu și sociale sunt
analizate în cadrul proceselor interne, în
special prin analiza de dublă
materialitate și în cadrul procedurilor de
reglementare și avizare. Rezultatele
acestei analize sunt integrate progresiv
în strategia de afaceri ș i în procesele
decizionale. Integrarea completă a
impacturilor ESG în toate procesele
decizionale și în sistemul de
management al riscurilor este în curs de
consolidare.
E.2. Societatea trebuie să aibă un proces de identificare a părților interesate afectate de operațiunile Societății. Consiliul
trebuie să ia în considerare interesele părților interesate şi să se asigure că există o comunicare activă între Societate și
părțile interesate.
E.2., 1
Consiliul trebuie să se asigure că există un proces
formal de identificare a părților interesate ale
Societăţii, inclusiv investitori, creditori, clienți,
angajați și furnizori, precum și abordări specifice
pentru implicarea părților interesate prioritare.

Societatea are un proces structurat de
identificare și implicare a părților
interesate, inclusiv angajați, investitori,
clienți, furnizori, autorități, comunități
locale și ONG-uri. Acest proces este
realizat în special prin analiza de dublă
materialitate, care include consultarea
directă a stakeholderilor (ex.
chestionare, workshop-uri, interviuri) și
integrarea rezultatelor în strategia de
sustenabilitate și în modelul de afaceri.
E.3. Consiliul trebuie să adopte un Cod de conduită (Cod de etică) cu un domeniu de aplicare adecvat, care să includă princip ii
directoare care să reflecte angajamentul Societății față de etică, integritate și calitatea performanței.
E.3., 1
Consiliul trebuie să elaboreze o declarație de scop și o
declarație de viziune, precum și să articuleze valorile
Societății, astfel încât întreaga organizație să înțeleagă
direcția strategică a Societăţii.

Societatea are definite direcții strategice
și principii de funcționare prin
documente interne relevante, inclusiv
Planul de Administrare 2023–2027 și
Strategia de sustenabilitate, care
reflectă viziunea, obiectivele și valorile
organizației. Acestea sunt completate de
politici și angajamente asumate la nivel
de grup (ex. principiile UN Global
Compact, obiectivele de dezvoltare
durabilă ale ONU și Codul de Guvernanță
Corporativă al BVB), care promovează
etica, integritatea și responsabilitatea în
desfășurarea activităților. Aceste
elemente sunt comunicate la nivel
organizațional și contribuie la alinierea
angajaților la direcția strategică a
Societății.
90
E.3., 2
Consiliul trebuie să adopte un Cod de Conduită pentru
membrii Consiliului, conducerea executivă și angajații
Societăţii, cu dispoziții clare menite să prevină și să
sancționeze frauda și mita. Consiliul nu trebuie să
permită nicio derogare de la cerințele de etică pentru
niciun membru al Consiliului, al conducerii executive
sau angajat.

Societatea a adoptat un Cod de conduită
(Cod de etică) aplicabil membrilor
organelor de conducere,
managementului executiv și angajaților,
care stabilește principiile de integritate,
etică profesională și conformare legală.
Codul include prevederi privind
prevenirea și combaterea corupției,
fraudei și mitei, precum și reguli de
conduită în relațiile de afaceri.
Respectarea Codului de conduită este
obligatorie la nivelul întregii organizații,
iar încălcarea prevederilor acestuia este
supusă măsurilor disciplinare conform
reglementărilor interne. Societatea
promovează o cultură organizațională
bazată pe etică și nu tolerează abateri de
la principiile stabilite.
E.3., 3
Consiliul trebuie să se asigure că politicile din Codul de
Conduită sunt integrate în practicile Societăţii și
încorporate în procesul de integrare în Societate al
noilor angajați. Consiliul trebuie să asigure punerea în
aplicare și monitorizarea eficientă a respectării
Codului de Conduită și să îl revizuiască periodic.

Principiile și politicile prevăzute în Codul
de conduită sunt reflectate în practicile
curente ale Societății și sunt susținute
prin politici interne, proceduri
operaționale și programe de instruire a
angajaților. Societatea desfășoară
activități de formare și conștientizare în
domeniul eticii, conformării și
sustenabilității, inclusiv pentru
personalul existent.
Implementarea și respectarea
principiilor de conduită sunt
monitorizate prin mecanisme interne de
control și guvernanță, inclusiv prin
procese de audit intern și conformare.
Politicile interne sunt supuse proceselor
de actualizare și îmbunătățire continuă,
în funcție de evoluțiile cadrului de
reglementare, ale practicilor interne ale
practicilor interne și ale cerințelor de
conformare.
91
6. Date operaționale
6.1. Segmente operaționale
6.1.1. Activitatea de Producere de energie electrică
Gestionarea rezervelor de energie din marile acumulări
Gestionarea rezervei energetice s-a făcut în condiții de hidraulicitate deficitară pentru toată perioada anului
2025. Principalele obiective privind gestionarea rezervelor au fost încadrarea în programele convenite lunar
cu ANAR și posibilitatea încadrării în programul de iarnă aprobat prin HG1222/02.10.2024 și
HG916/30.10.2025.
Producția brută de energie a Grupului Hidroelectrica pentru anul 2025 a fost de 12.215 GWh, cu 2.009 GWh
mai puțin față de anul precedent, când energia produsă a fost de 14.224 GWh.
Situația amenajărilor cap de cascadă
Grad de umplere la volum util (%)
Volum util total (milioane mc)
Rezervă energetică (GWh)
2025
66,14%
1.723,94
2.099,27
2024
56,49%
1.472,31
1.858,63
Sursa: Hidroelectrica
Coeficient de disponibilitate (%) al hidroagregatelor cu Pi>10MW pentru anul 2025
2025
2024
SH CLUJ
55,19%
87.92%
SH CURTEA DE ARGEȘ
68,39%
86.71%
SH HAȚEG
87,42%
89.57%
SH PORȚILE DE FIER
86,96%
85.91%
SH RÂMNICU VÂLCEA
91,75%
91.78%
SH SEBEȘ
91,46%
92.85%
Total HIDROELECTRICA
85,67%
90.54%
Sursa: Hidroelectrica
Puterea disponibilă și asigurată
(GW)
Puterea
instalată
Reduceri
permanente
Puterea disponibilă
Puterea
asigurată
2025
6,2
0,2
6
5
2024
6,2
0,2
6
5,1
*Raportarea este pentru CHE cu Pi > 4 MW aflate în licență de exploatare comercial
Sursa: Hidroelectrica
92
6.1.2. Activitatea de Trading - Vânzarea angro a energiei electrice
În anul 2025, tranzacționarea energiei electrice pe piața angro a înregistrat o dinamică descendentă care a
reflectat atât diminuarea producției disponibile (în contextul celui mai deficitar an hidrologic înregistrat în
ultimii 30 ani), cât și implementarea unei strategii prudente de management al portofoliului, orientate către
securizarea obligațiilor din portofoliul de retail.
Pe termen scurt, energia electrică a fost tranzacționată pe PZU în scopul optimizării programului de
funcționare și pentru a gestiona eficient abaterile de la prognozele hidrologice. Pentru anul 2025, cantitatea
totală vândută pe acest segment a reprezentat 29% din totalul cantității livrate în anul 2025 pe piața angro.
De asemenea, Hidroelectrica a tranzacționat forward n mod transparent ș i concurențial energia electrică
disponibilă la vânzare, atât prin intermediul platformelor administrate de cei doi operatori de piață
(OPCOM si BRM), cât și prin intermediul contractelor bilaterale direct negociate (ND).
Pe fondul unei hidraulicități extrem de deficitare, echipa de trading a monitorizat în permanență
oportunitățile de achiziție din piață în vederea optimizării și protejării resursei primare. În același timp, prin
analiza de specialitate a ofertelor profilate de vânzare transmise de către parteneri, s-a asigurat un suport
tehnic esențial în vederea reducerii costului de achiziție pentru acoperirea obligațiilor contractuale din
retail.
Structura vânzărilor de energie electrică pe piața angro efectuate în anul 2025 este prezentata în graficele
de mai jos:
Sursa: Hidroelectrica
93
6.1.3. Activitatea de Furnizare a Energiei Electrice
Hidroelectrica desfășoară activitatea de furnizare a energiei electrice în baza Licenței de furnizare nr.
2215/2020, actualizată prin Decizia ANRE nr. 718/06.06.2020, cu valabilitate de 10 ani. În acest context,
Departamentul Furnizare își desfășoară activitatea reflectând respectarea drepturilor și obligațiilor
menționate în licență.
Furnizarea de energie electrică include procesele de ofertare, contractare, facturare, încasare, informarea
clienților, preluare și rezolvare reclamații/sesizări/cereri privind natura serviciilor prestate, recuperare
creanțe. Toate aceste procese se aliniază la prevederile legale primare și ale A.N.R.E.
În prezent, activitatea de furnizare trece printr-un proces de creștere și transformare semnificativă, de
îmbunătățire a performanțelor operaționale, într-o perioadă în care piața de energie a trecut, la rândul ei,
prin modificări semnificative.
Creșterea cantității de energie electrică
Cantitățile lunare contractate pentru anul 2025 au avut o creștere semnificativă, acest lucru datorându-se
preluării în portofoliu a unor clienți cu un consum lunar important de energie electrică și a unui număr mare
de clienți casnici.
Sursa: Hidroelectrica
Evoluția Numărului de Locuri de Consum înregistrate la data de 31 decembrie 2025 comparav cu data de
1 ianuarie 2025 este prezentată asel:
Sursa: Hidroelectrica
538
521
548
505
518
550
700
626
622
652
677
711
480
426
412
380
375
413
527
504
488
497
528
541
ian. feb. mar. apr. mai. iun. iul. aug. sep. oct. noi. dec.
Cantitate contractata
furnizare (GWh)
2025 2024
1,107,715
584,431
54,816
29,336
1,162,531
613,767
31 dec 20251 ian 2025
Casnic Noncasnic
94
Sursa: Hidroelectrica
Sursa: Hidroelectrica
Numărul prosumatorilor a crescut exponențial datorită implementării sistemului de contractare
automazat din portalul de contractare.
Sursa: Hidroelectrica
186
173
162
143
134
138
165
174
161
194
211
265
ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec
Energie vândută - clienți casnici - 2025 (GWh)
352
348
386
362
384
412
535
452
461
458
466
446
ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec
Energie vândută - clienți noncasnici - 2025 (GWh)
43,997
45,454
46,798
47,886
49,270
52,433
56,339
59,550
63,007
71,592
72,170
76,462
Evoluția nr. de prosumatori - 2025
ian feb mar apr mai iun iul aug sep oct nov dec
95
6.2. Activitatea de Mentenanță
Activitatea de mentenanță - echipamente
În anul 2025, au fost programate a se executa servicii/ lucrări de mentenanță la echipamentele și instalațiile
din amenajările hidroenergetice și cele aferente parcului eolian Crucea în valoare de 454 milioane RON.
Valoarea programată a corespuns unui număr de 5.225 lucrări tip de mentenanță planificată la care se
adaugă lucrările de mentenanță cu caracter neplanificat (corectiv).
Valoarea contractată a fost 447 milioane RON, corespunzătoare unui număr de 5.184 lucrări tip de
mentenanță planificată și mentenanță cu caracter neplanificat (corectiv), fiind decontate servicii/ lucrări de
mentenanță la echipamente în valoare de 386,6 milioane RON, corespunzătoare unui număr de 4.962
lucrări tip de mentenanță planificată și mentenanță cu caracter neplanificat (corectiv).
Principalul furnizor de servicii de mentenanță echipamente al Societății este Societatea de Servicii
Hidroenergetice „Hidroserv” S.A. în calitate de întreprindere afiliată. Valoarea contractată cu SSH Hidroserv
a fost de 350 milioane RON, fiind decontată valoarea de 307 milioane RON.
Serviciile/lucrările de mentenanță cu caracter neplanificat (corectiv) decontate în anul 2025, atât cu
Hidroserv cât și cu alți executanți, au fost în valoare de 56,45 milioane RON (din care 29,76 milioane RON
servicii/ lucrări suplimentare la lucrările tip planificate) din total valoare de 386,6 milioane RON decontată
în anul 2025.
De menționat este faptul că, până la data de 31 decembrie 2025, au fost executate toate lucrările de
mentenanță necesare funcționării în condiții de siguranță a instalațiilor și echipamentelor din amenajările
hidroenergetice.
Realizări mentenanță echipamente în anul 2025 – stadiu fizic, comparativ cu anul 2024
Sucursala
2025
2024
Număr
lucrări
estimate
Număr
lucrări
contractate
Număr
lucrări
realizate
Procent
realizare
Număr
lucrări
estimate
Număr
lucrări
contractate
Număr
lucrări
realizate
Procent
realizare
PORTILE
DE FIER
768
763
741
96,48%
768
762
733
95,44%
HATEG
445
445
439
98,65%
585
578
565
96,58%
BISTRITA
356
355
353
99,16%
410
406
406
99,02%
CURTEA
DE ARGES
1.129
1.121
1.039
92,03%
1.224
1.222
1.125
91,91%
RAMNICU
VALCEA
1.180
1161
1097
92,97%
1.019
979
894
87,73%
CLUJ
605
604
590
97,52%
690
679
645
93,48%
SEBES
537
531
499
92,92%
530
528
520
98,11%
WIND
203
202
202
99,51%
197
161
159
80,71%
EXECUTIV
2
2
2
100,00%
3
3
3
100,00%
TOTAL
5.225
5.184
4.962
94,97%
5.426
5.318
5.050
93,07%
Sursa: Hidroelectrica
96
Realizări valorice mentenanță echipamente în anul 2025, comparativ cu anul 2024
milioane RON
Sucursală
2025
2024
Valoare lucrări
estimate
Valoare lucrări
contractate
Valoare lucrări
realizate
Valoare lucrări
estimate
Valoare lucrări
contractate
Valoare lucrări
realizate
TOTAL
Din care
HIDRO
SERV
TOTAL
Din care
HIDRO
SERV
TOTAL
Din care
HIDRO
SERV
TOTAL
Din care
HIDRO
SERV
TOTAL
Din care
HIDRO
SERV
TOTAL
Din care
HIDRO
SERV
PORTILE DE
FIER
125,76
98,62
122,98
98,27
102,81
85,19
100,45
86,36
99,79
86,32
91,83
76,21
HATEG
49,44
37,25
48,97
37,18
39,93
32,93
34,17
32,46
33,24
32,3
26,74
25,91
BISTRITA
45,22
36,79
44,94
36,79
41,77
33,76
37,2
32,68
36,67
32,68
33,86
30,12
CURTEA DE
ARGES
66,95
48,11
66,88
48,09
53,14
35,98
39,86
37,58
38,83
37,56
32,39
31,54
RAMNICU
VALCEA
67,89
59,78
65,51
58,70
60,88
54,78
78,79
66,61
75,62
65,71
63,15
54,27
CLUJ
31,99
31,69
32,01
31,69
28,31
28,01
38,11
36,99
36,8
36,06
30,77
30,08
SEBES
41,97
39,79
41,11
39,58
38,02
36,60
36,35
31,56
36,03
31,56
29,98
25,53
WIND
24,91
-
24,80
-
21,75
-
22,63
0
21,27
0
15,03
0
EXECUTIV
0,006
-
0,006
-
0,006
-
0,008
0
0,007
0
0,007
0
TOTAL
454,12
352,02
447,21
350,29
386,60
307,26
387,56
324,24
378,25
322,18
323,76
273,66
Sursa: Hidroelectrica
În anul 2025 au fost programate lucrări de mentenanță la un număr de 78 hidroagregate, fiind contractate
toate lucrările tip programate. La 31 decembrie 2025 au fost finalizate 64 de lucrări tip de mentenanță la
hidroagregate, 13 fiind în curs de execuție, 1 lucrare tip la hidroagregate a fost reprogramată în anul 2026.
Astfel, din totalul de 386,6 milioane RON de lucrări mentenanță echipamente realizate în 2025, 145
milioane RON (a se vedea tabelul următor) reprezintă mentenanța aferentă lucrărilor realizate la
hidroagregate.
Realizări fizic/valoric lucrări de mentenanță la hidroagregate în anul 2025 comparativ cu anul 2024
milioane RON
SUCURSALA
Mentenanță la Hidroagregate – 2025
Mentenanță la Hidroagregate – 2024
ESTIMATE
CONTRACTAT
REALIZAT
ESTIMATE
CONTRACTAT
REALIZAT
Număr
Valoare
Număr
Valoare
Număr
Valoare*
Număr
Valoare
Număr
Valoare
Număr
Valoare*
PORTILE DE
FIER
16
47,52
16
47,38
16
41,59
20
44,64
20
44,68
17
18,55
HATEG
9
22,93
9
22,93
9
17,51
11
9,36
11
9,36
11
8,93
BISTRITA
15
17,87
15
17,87
15
17,52
14
13,83
14
13,83
13
8,50
CURTEA DE
ARGES
7
30,37
7
30,37
6
31,06
12
9,67
12
9,67
11
6,46
RAMNICU
VALCEA
18
18,40
18
18,38
18
19,00
24
24,68
24
24,68
21
17,28
CLUJ
5
8,19
5
8,19
5
5,75
5
13,11
5
12,79
3
4,61
SEBES
8
11,76
8
11,76
8
12,66
8
15,10
8
15,1
6
4,3
TOTAL
78
157,04
78
156,88
77
145,08
94
130,39
94
130,11
82
68,63
* valoarea realizată conține inclusiv lucrările suplimentare efectuate, decontate din fonduri de mentenanță corectivă
Sursa: Hidroelectrica
97
6.3. Activitatea de mentenanță - construcții și urmărirea comportării construcțiilor
hidroenergetice („UCCH”)
Pentru anul 2025, a fost întocmit programul de mentenanță construcții, în valoare de 86,06 milioane RON,
executate cu terți, fiind programate un număr de 275 lucrări de mentenanță cu terți. La data de 31
decembrie 2025, au fost contractate lucrări cu terți în valoare de 77,40 milioane RON, fiind realizate lucrări
de mentenanță construcții cu terți în valoare de 57,50 milioane RON.
Din punct de vedere al lucrărilor cu capitalizare (CAPEX), până la 31 decembrie 2025 au fost realizate lucrări
în valoare de 31,64 milioane RON, reprezentând 79,11% din lucrările cu capitalizare estimate.
Lucrările de mentenanță construcții realizate în anul 2025, comparativ cu anul 2024
Stadiu fizic
Nr.
Crt.
Sucursala
Cumulat 2025
Cumulat 2024
Număr lucrări
estimate
conform PAM
2025
Număr
lucrări
contractate
Număr
lucrări
realizate
Procent
realizare 2025
Număr lucrări
estimate
conform PAM
2024
Număr
lucrări
contractate
Număr
lucrări
realizate
Procent realizare
2024
1
PORTILE
DE FIER
42
41
38
90,48%
32
32
32
100,00%
2
HATEG
34
32
31
91,18%
36
36
36
100,00%
3
BISTRITA
17
14
14
82,35%
28
28
28
100,00%
4
CURTEA DE
ARGES
41
40
37
90,24%
40
39
34
85,00%
5
RAMNICU
VALCEA
83
79
77
92,77%
15
15
14
93,33%
6
CLUJ
20
18
12
60,00%
29
26
24
82,76%
7
SEBES
34
31
25
73,53%
42
39
35
83,33%
8
WIND
4
3
3
75,00%
6
2
2
33,33%
TOTAL
275
258
237
86,18%
228
217
205
89,91%
Sursa: Hidroelectrica
Realizări valorice milioane RON
Nr.
Crt.
Sucursala
Cumulat 2025
Cumulat 2024
Valoare
lucrări
estimate
PAM 2025
Valoare
lucrări
contractate
Valoare
lucrări
realizate
Procent
realizare 2025
Valoare lucrări
estimate PAM
2024
Valoare
lucrări
contractate
Valoare
lucrări
realizate
Procent realizare
2024
1
PORȚILE
DE FIER
12,12
11,29
10,16
83,81%
24,68
22,86
17,74
71,88%
2
HAȚEG
18,89
17,80
17,11
90,59%
15,29
15,19
10,63
69,52%
3
BISTRIȚA
9,62
8,72
3,16
32,87%
7,8
7,47
7,27
93,21%
4
CURTEA
DE ARGEȘ
14,78
14,40
8,81
59,56%
6,54
6,15
5,84
89,30%
5
RÂMNICU
VÂLCEA
18,66
14,81
12,73
68,21%
6,28
5,02
3,83
60,99%
6
CLUJ
5,60
5,01
1,75
31,31%
2,48
1,28
0,74
29,84%
7
SEBEȘ
5,42
5,18
3,60
66,39%
5,98
5,74
5,57
93,14%
8
WIND
0,96
0,19
0,18
18,65%
0,89
0,28
0,23
25,84%
TOTAL
86,06
77,40
57,50
66,81%
69,94
63,99
51,86
74,15%
Sursa: Hidroelectrica
98
6.4. Activitatea de Investiții
Strategia Investițională a S.P.E.E.H. Hidroelectrica SA cuprinde proiecte hidroenergetice aflate în derulare,
proiecte noi de diversificare a portofoliului de afaceri și proiecte de retehnologizare și modernizare a
structurilor, instalațiilor/sistemelor, ansamblurilor/subansamblelor, echipamentelor și compo nentelor
capacităților de producție a energiei electrice, încadrate în categoria mijloace fixe.
Hidroelectrica și-a afirmat în ultimii ani intenția de a-și păstra interesele în zona energiei regenerabile,
păstrarea etichetei de companie verde 100% aflându-se în centrul valorilor societății.
În acest spirit, toate proiectele de dezvoltare au ca punct de convergență tehnologiile ecologice și
sustenabile de producție. Acestea, deși sunt în bună parte destinate zonei hidro și amenajării potențialului
hidrografic național, nu se limitează aici. Societatea este interesată de investiții în parcuri eoliene onshore
și offshore, parcuri fotovoltaice, producția de hidrogen prin hidroliză.
Hidroelectrica înțelege prioritățile SEN, precum și nevoia urgentă de a adăuga noi capacități în
infrastructura energetică națională și este dispusă să mobilizeze resursele în acest sens. În acest sens,
societatea și-a propus și face eforturi susținute pentru finalizarea obiectivelor de investiții aflate în diverse
stadii de execuție și care ar pune într-un termen relativ scurt un plus de energie semnificativ în SEN.
Programul de investiții pentru 2025 a fost realizat in proporție de 95% raportat la bugetul alocat,
comparația cu anul precedent este prezentată în următorul tabel:
milioane RON
Activitate
Aprobat
2025
Realizat
2025
Grad de
realizare
2025 (%)
Aprobat
2024
Realizat
2024
Grad de realizare
2024 (%)
Dezvoltare
199
208
105%
183
102
56%
Retehnologizare
433
428
99%
279
270
97%
Mentenanță cu capitalizare
echipamente
108
81
75%
74
51
69%
Mentenanță cu capitalizare
construcții hidrotehnice
40
32
79%
43
32
74%
Mentenanță cu capitalizare
lucrări reabilitare construcții
administrative
1
1
83%
12
0.70
6%
Achiziții participațiuni
0
0
-
315
120
38%
Dotări
41
31
77%
62
16
26%
TOTAL
822
781
95%
968
591
61%
*Gradul de realizare reprezintă raportarea valorilor realizate la cele alocate
Sursa: Hidroelectrica
Investițiile CAPEX totale au crescut in 2025 față de 2024 de la 591 milioane RON la 781 milioane RON.
Semnificative ca realizări față de bugetul alocat sunt investițiile in proiecte de retehnologizare si
modernizare - pentru care bugetul alocat si realizările au crescut cu peste 150 milioane RON, precum si
investițiile in proiecte de dezvoltare.
99
Sursa: Hidroelectrica
Variația procentuală a realiză rilor pe proiecte de investiții la 31 decembrie 2025 fa ță de 31 decembrie
2024 se prezintă astfel:
2025
2024
Variație
milioane RON
milioane RON
%
Investiții în Proiecte de dezvoltare
208
102
103%
Investiții în Retehnologizare
428
270
58%
Investiții în Mentenanță
113
83
37%
Dotări și utilaje independente
Alte investiții de capital
31
0
16
120
97%
-100%
TOTAL INVESTIȚII
781
591
32%
Sursa: Hidroelectrica
Investițiile prezentate mai sus au fost finanțate integral din surse proprii.
In anul 2025 s-au realizat investiții in proiecte de dezvoltare și retehnologizare/modernizare în valoare
totală de 636 milioane RON. Portofoliul cuprinde investiții în proiecte de dezvoltare hidro, fotovoltaice,
capacit
ăț
i de stocare, retehnologiz
ă
ri si moderniz
ă
ri.
Sursa: Hidroelectrica
199
433
149
-
41
208
428
113
-
31
183
279
129
315
62
102
270
83
120
16
Dezvoltare Retehnologizare Mentenanta cu
capitalizare
Achizitii participatiuni Dotări
Investitii CAPEX - Buget vs Realizari 2025 vs 2024
Aprobat 2025 Realizat 2025 Aprobat 2024 Realizat 2024
100
Au fost executate prin contracte în cheiate cu cele dou
ă
filiale Hidroelectrica - Hidroserv și UCMH Reșita SRL
24% din totalul investițiilor în lucr
ă
ri de construcț ii-montaj, livr
ă
ri echipamente sau alte cheltuieli cu
proiectele de investiț ii în dezvoltare si retehnologizare/modernizare, respectiv 107 milioane de RON din
444 milioane RON (valorile nu includ avansuri).
Dinamica execuției investiționale a fost puternic influențată de factori externi companiei, în principal
procedurali, administrativi și legislativi, care nu reflectă capacitatea operațională a Hidroelectrica, ci
contextul de reglementare și complexitatea proiectelor strategice aflate în derulare.
Investițiile în dezvoltare, retehnologizare și modernizare sunt afectate de întârzieri în derularea lor,
suspendarea sau chiar sistarea unora, cauzate în mare parte de constrângeri și condiționări independente
de efortul managerilor de proiect sau a responsabililor de contract, cum ar fi:
• Proceduri de achiziție anulate din lipsă de ofertanți, din motiv de ofertare peste valoarea alocată prin
devizul general aprobat sau oferte care depășesc termenele stabilite privind puneri în funcțiune;
• Extinderea duratei procedurilor de achiziție din cauza etapelor suplimentare de verificare ex-ante
derulate de A.N.A.P., fapt care a determinat decalarea semnării contractelor, dar care asigură, pe
termen mediu, o execuție conformă și transparentă;
• Contractanții aflați în insolvență sau faliment și lipsa unui proiectant general duce la dificultăți in
derularea contractelor conform graficelor, și lipsa de răspunsuri la cereri de ofertare;
• Soluționare nefavorabilă a unor litigii aflate pe rolul instanțelor de judecată și sistarea unor lucrări prin
ordonanță prezidențială, situații aflate în curs de soluționare juridică.
• Întârzierea sau suspendarea defrișărilor, ceea ce generează disfuncționalități în lanț privind
continuarea lucrărilor;
• Întârzieri în emiterea acordurilor de mediu pentru unele obiective majore, care au impus replanificări
și ajustări de calendar fără însă a afecta angajamentul privind finalizarea acestor proiecte de investiții
• Suspendarea sau anularea acordurilor de mediu pentru unele obiective majore (ex: AHE Răstolița, AHE
Livezeni–Bumbești);
• Lipsa Hotărârilor de guvern privind exproprierile de terenuri;
• Suprapunere cu alte proiecte de infrastructură rutieră sau ferată;
• Restricții în ceea ce privește racordarea la SEN;
În ciuda acestor constrângeri, planul investițional își păstrează integritatea și perspectivele de realizare, iar
măsurile de remediere adoptate (reeșalonări, relansări de proceduri, actualizări de documentații tehnice și
intensificarea dialogului cu autoritățile) au permis accelerarea ritmului de execuție în trimestrul IV 2025 și
va continua si în anul 2026.
101
6.4.1. Activitatea in proiecte de dezvoltare
În anul 2025, realizările investiționale în proiectele de dezvoltare reprezintă un total de 208
milioane RON, respectiv o variație procentuală de + 103% fata de anul precedent.
Sursa: Hidroelectrica
Investiții în curs: In anul 2025, au fost derulate un număr de 9 proiecte, cu investiții totale de peste 86
milioane RON:
• AHE Pașcani – proiect în derulare, contracte subsecvente în grafic (lucrări Acumulare, CHE Pașcani,
racordare CHE la SEN, echipamente baraj), fără constrângeri sau condiționări semnificative, care să
pericliteze data finalizării proiectului;
• CHE Vânători – contract în derulare, conform grafic;
• AHE Răstolița – proiect constrâns din cauza: soluționării nefavorabile a litigiilor aflate pe rolul
instanțelor de judecată (defrișare și scoatere din fond forestier), Hidroconstrucția SA - antreprenor
general – în insolvență, lipsă proiectant general (ISPH Project Development SA în faliment). Sunt în
derulare lucrări necondiționate de defrișare și scoatere din fond forestier. Până la soluționarea litigiilor
data finalizării proiectului/punerii în funcțiune rămâne incertă.
• AHE Surduc-Siriu – contracte în derulare pentru lucrări de construcții si echipamente Baraj Surduc, nod
de presiune și aducțiune; lipsă ofertare pentru echipamente CHE Nehoiașu II și stație 110 kV – ceea ce
ar putea genera întârzieri pe proiect; constrângeri: in funcție de soluționarea acțiunilor în instanță cu
Asociația Declic privind Autorizația de continuare lucrări de construire;
• AHE Cerna-Belareca – proiect în derulare, au fost obținute certificat de urbanism, Acord de Mediu, Aviz
gospodărire ape. În curs: demersuri pentru racordare SEN, obținere terenuri și achiziție lucrări
construcții și montaj (cereri de oferte neangajante);
• AHE Bistra-Poiana Mărului – proiect în derulare, rest de executat pentru căderea Ruieni și Râul Alb. În
curs: procedura de pregătire achiziție pentru realizarea documentațiilor cadastrale de expropriere
(Obținerea Certificatului de Urbanism este condiționată de finalizarea expropr ierilor) și demersuri
pentru obținere HG de actualizare indicatori tehnico-economici;
• Complex hidrotehnic și energetic Cerna- Motru - Tismana etapa a II-a – Pana la 31 decembrie 2025 în
curs: emitere Acord de Mediu (obținut în martie 2026), actualizarea Studiu de Fezabilitate conform
soluție stabilită prin Acordul de Mediu, precum și etapele preliminare necesare negocierii contractului
de execuție a restului de executat ;
• AHE a râului Jiu pe sectorul Livezeni-Bumbești – proiect în derulare, s-a obținut Aviz gospodărire ape,
s-au elaborat documentații EA, SEICA, RIM. În derulare contracte de: expertiză tehnică echipamente si
construcții, racordare SEN CHE Dumitra, întocmire documentație cadastrală de intabulare coridor de
expropriere pentru racordare la SEN a CHE Dumitra și MHC Livezeni. Dependențele critice provin din:
litigii privind suspendarea si anularea Acordului de Mediu; obținerea autorizațiilor de construire (CJ
183
199
102
208
2024 2025
Buget vs Realizari Dezvoltare 2024 vs 2025 (milioane RON)
buget realizari
102
Gorj, CJ Hunedoara, Primăria Aninoasa); finalizarea negocierii pentru restul de executat; intabularea
terenurilor expropriate prin hotărâri judecătorești și scoatere din fond forestier teren aferent stație
110 kV;
• AHE a râului Olt defileu pe sectorul Cornetu Avrig (Lotrioara-Câineni-Racovița) – în derulare contracte
servicii SEICA, EA, RIM. Proiectul este în actualizare si reanalizare cost beneficiu, având in vedere
ofertele primite şi multitudinea de condițion ări si constrângeri: imposibilitatea obținerii Autorizației de
construire în lipsa Acordului de Mediu si în lipsa HG expropriere; contractarea/negocierea lucr ărilor
rest de executat este condiționat de revizuirea Acordul de Mediu si emitere HG expropriere; Proiectul
este situat parțial pe teritoriul a 5 arii protejate; Suprapunere proiect cu Autostrada A1 (Lotrioara şi
Câineni), podurile de cale ferat ă aval canal fugă CHE Racovița condiționează finalizarea lucrărilor la
tronson II canal fugă; Proiectant general in faliment, antreprenor general în insolvență; Racordare SEN:
restricții de evacuare putere defileu Valea Oltului, astfel soluțiile de racordare SEN şi evacuare la
întreaga putere sunt foarte costisitoare şi rămân doar în sarcina Hidroelectrica.
Investițiile noi, în proiecte de energie fotovoltaică și stocare de energie, derulate în 2025 au depășit 121
milioane RON. Hidroelectrica continuă transformarea structurală a portofoliului său de producție, orientat
spre tehnologii complementare de obținere energie verde și reziliențe în fața variabilității hidrologice
datorate încălzirii globale. Aceste proiecte marchează încă o etapă în tranziția Hidroelectrica de la un model
bazat preponderent pe hidroenergie către un portofoliu extins la tehnologii noi de obținere energie verde,
fiind hibrid, flexibil și adaptabil, răspunzând atât obiectivului de diversificare tehnologică, cât și nevoii de
atenuare a riscurilor sistemice – în special cel hidrologic.
• CEF Tudor Vladimirescu – proiect in derulare. A fost actualizat devizul general si indicatorii tehnico-
economici, s-a semnat contractul de racordare SEN conform ATR ob ținut. În prezent sunt în curs
demersuri pentru obținere Autorizație de construire si atribuire semnarea contractului la cheie (CNSC
- în curs de soluționare contestație) . Pi 45,94MW, Em 59,21GWh/an
• Parc fotovoltaic Țara Hațegului-județul Hunedoara – proiect în derulare, contract semnat, în derulare
conform grafic. Putere instalata 8,9MW, Em 11,83GWh/an
• Sistem flotant panouri fotovoltaice -proiect pilot Nufărul - proiect în derulare. A fost obținută
Autorizația de construire. Au fost semnate și se află în curs de execuție, conform grafic: Contract servicii
proiectare și execuție lucrări (în etapa de proiectare), Contract servicii monitorizare mediu, Contract de
racordare, Contract servicii monitorizare biodiversitate/mediu. Putere instalata 10MW, Em 13,48
GWh/an
• Valorificarea potenţialului fotovoltaic în cadrul centralelor de producere a energiei electrice
amplasate pe sectorul mijlociu şi inferior al râului Olt – ROOFTOP – proiect în derulare; A fost
actualizat devizul general și indicatorii tehnico-economici. În derulare contract de execuție, conform
grafic. Sistemul fotovoltaic constă în panouri fotovoltaice de 620 W, invertoare tip 100 kW și optimizare
de energie, cu o putere instalată în panouri de: 2.955,58 kW, iar energia produsă va fi de: 3.710,87
MWh/an. P roiectul este o premieră pentru companie, fiind primul proiect de amplasare panouri
fotovoltaice din cadrul Hidroelectrica.
• Instalație de stocare cu baterii de acumulatori la CHE Porțile de Fier II - În procedura de achiziție; în
așteptare soluționare contestație depusă la CNSC La punerea in funcțiune estimată în H1 2027 se va
realiza o capacitate de stocare de 256 MWh
• Instalație de stocare cu tehnologie Li-ion în Parcul Eolian Crucea NORD – proiect în derulare. S-a
obținut autorizația de construire, în derulare contract la cheie, conform grafic. După punerea în
funcțiune a instalației de stocare, puterea nominală a instalației va fi de 36 MW, cu o capacitate
nominală de stocare (energie) de 72 MWh, începând cu luna aprilie 2026.
Activitate preinvesti țională în obiective de dezvoltare
Se derulează servicii de proiectare a documentațiilor fază Studiu de fezabilitate, pentru obiective de
investiții propuse in cadrul Strategiei Investiționale a Hidroelectrica, prin mărirea capacității de producere
103
in fotovoltaic și adăugarea de capacitați de stocare a energiei în baterii la CHE sector Olt inferior cu o
capacitate de producere de 100 MWp, si capacitate de stocare de 200MW/800MWh (CHE: Ipotești,
Drăgănești, Frunzaru, Rusănești, Izbiceni).
Se afla in derulare realizarea de Note Conceptuale, Teme de proiectare, Studiu de fezabilitate pentru
instalarea de capacități stocare baterii la centralele de pe cursul râurilor, cu o capacitate totala
aproximativa de 2000 MWh (CHE: Subcetate, Bretea, Retezat, Ruieni).
Integrarea sistemelor de stocare și a surselor solare în infrastructura existentă consolidează poziția
Hidroelectrica ca furnizor de energie 100% verde, dar și ca operator capabil să asigure continuitatea si
siguranța alimentarii cu energie electrică precum și a funcționării sigure și stabile a Sistemului Energetic
Național, indiferent de condițiile naturale sau de volatilitatea pieței.
Asigurarea terenurilor pentru investiții reprezintă un capitol extrem de important al proiectelor de
dezvoltare, fie ca este vorba de închirieri de terenuri, redări sau scoateri în sau din circuitul agricol sau silvic,
intabulări sau exproprieri.
Chirii. Negocierile chiriilor cu proprietarii terenurilor ocupate temporar de obiective de investiții au fost
consemnate în procese verbale de negociere și efectuate plățile pentru terenurile ocupate temporar la AHE
Cornetu – Avrig, AHE Surduc Siriu și AHE Răstolița.
Redări în circuitul agricol sau silvic. Au fost demarate acțiuni de redare către proprietarii de drept ai
terenurilor ocupate temporar la obiectivele de investiții AHE Surduc Siriu și CHE Făgăraș.
Intabulări. Au fost încheiate procedurile de atribuire a contractelor de prestări servicii de intabulare
coridoare de expropriere și realizare a documentațiilor cadastrale individuale pentru clarificarea regimului
juridic al imobilelor din coridoarele de expropriere și acordarea despăgubirilor aprobate prin Hotărârile
Guvernului nr. 1138/2024 , nr. 1364/2024 si nr. 3/2025.
Exproprieri. Au fost actualizate valorile despăgubirilor pentru imobilele situate în coridorul de expropriere
al AHE Pașcani, AHE a râului Olt defileu pe sectorul Cornetu – Avrig și AHE a râului Siret pe sectorul Cosmești
- Movileni. CHE Movileni. Rapoartele actualizate la nivelul anului 2025 și documentațiile coridorului de
expropriere au fost transmise Ministerului Energiei în vederea promovării actelor normative prevăzute de
Legea nr. 255/2010.
Pentru finalizarea lucrărilor la AHE Răstolița au fost adoptate de către Guvernul României Hotărârile:
• HG nr. 3/2025, pentru suplimentarea sumei prevăzute ca justă despăgubire, aprobată prin Hotărârea
Guvernului nr. 900/2017 privind aprobarea amplasamentului și declanșarea procedurilor de
expropriere a imobilelor proprietate privată care constituie coridorul de expropriere situat pe
amplasamentul lucrării de utilitate publică de interes național „Amenajarea Hidroenergetică Răstolița”,
precum și pentru completarea anexei nr. 2 la Hotărârea Guvernului nr. 900/2017.
• HG nr. 327/03.04.2025, privind aprobarea scoaterii definitive din fondul forestier național a terenului
în suprafață de 37,5263 ha, de către Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale
„Hidroelectrica” — S.A., pentru realizarea lucrării de utilitate publică de interes național „Amenajarea
Hidroenergetică Răstolița”, publicat în MONITORUL OFICIAL AL ROMÂNIEI, PARTEA I, Nr.
314/9.IV.2025.
În cursul anului 2025 au fost plătite despăgubiri proprietarilor sau moștenitorilor acestora în valoare totală
de 9.2 milioane RON, pentru imobilele expropriate prin Decizii de expropriere.
Scoateri terenuri din fond forestier sau agricol:
• AHE Răstolița. În baza documentației de transmitere a terenurilor silvice incluse în coridorul lucrării
conform HG 900/2017, OS Răstolița a emis fișele silvice avizate la Direcția Silvică Mureș, RNP Romsilva
104
a avizat favorabil scoaterea definitivă din fondul forestier a terenurilor silvice necesare AHE Răstolița
(Aviz nr. 334/2019) și documentația a fost depusă la Garda Forestieră Brașov pentru emitere aviz. Garda
Forestieră Brașov a emis un aviz favorabil pentru obținerea Acordului de mediu în vederea defrișării
suprafețelor necesare lucrărilor iar APM Mureș a emis Acordul de mediu nr. 6/28.10.2024 pentru etapa
I de punere în funcțiune CHE Răstolița la minim energetic sens in care a Guvernul României a adoptat
Hotărârea nr. 3/2025.
• CEF Tudor Vladimirescu. Planul topografic cu suprafețele solicitate pentru scoaterea definitivă sau
temporară din circuitul agricol a terenurilor situate în amplasamentul proiectului Centralei Electrice
Fotovoltaice Tudor Vladimirescu, din județul Brăila a fost recepționat prin proces verbal nr. 1745 din
10/11/2025 de către OCPI Brăila.
Se continuă demersurile pentru obținerea Certificatelor de atestare a drepturilor de proprietate a
terenurilor. Începând din 2001 și până la sfârșitul anului 2025, Hidroelectrica SA a obținut un număr total
de 703 de astfel de certificate, pentru o suprafață totală de 2.473, 45 ha, terenuri evaluate, la data obținerii
certificatelor, la valoarea de 112,5 milioane RON.
În anul 2025 au fost obținute Certificate de atestare a drepturilor de proprietate pentru o suprafață de
4,62 ha, in valoare de 4 milioane RON, pentru MHC Baru Mare – Captare si Bazin compensator (0,13 ha) si
Nod hidrotehnic Porțile de Fier I (4,49 ha).
6.4.2. Activitatea de retehnologizare
Activitatea de retehnologizare se desfășoară în conformitate cu Strategia de Retehnologizare definită și
avizată, care este în concordanță cu Strategia Investițională a Hidroelectrica, și vizează îndeplinirea
programului de promovare şi derulare a proiectelor de modernizare și retehnologizare a obiectivelor
hidroenergetice. Aceasta se concretizează prin pregătirea și promovarea proiectelor de retehnologizare și
modernizare pentru centrale, hidroagregate, instalații și stații aferente acestora, precum și în continuarea
celor aflate în derulare, în diverse stadii investiționale (achiziții, proiectare, execuție, recepții, urmărire în
perioada de garanție etc).
Programul de investiții, dotări și surse de finanțare pentru perioada 2025-2027 cuprinde un număr de 28
de proiecte de retehnologizare și modernizare, dintre care 16 proiecte au alocate sume în CAPEX în anul
2025.
Investițiile in proiecte retehnologizare si modernizare in anul 2025 au fost de cca 428 milioane RON, o
variație procentuala de +58% comparativ cu anul 2024.
Sursa: Hidroelectrica
279
433
270
428
2024 2025
Buget vs Realizari Retehnologizare 2024 vs 2025 (milioane RON)
buget realizari
105
Realizări bugetare
Toate cele 16 proiecte de retehnologizare si modernizare derulate în anul 2025 au depășit un grad de
realizare de 90% din bugetul alocat pentru lucrări programate pentru anul 2025, astfel:
• Retehnologizare CHE Stejaru – 99,87%
• Retehnologizare AHE Vidraru – 96,52%
• Retehnologizare CHE Mărișelu – 100%
• Retehnologizare stații de pompare de mare putere Petrimanu, Lotru Aval, Jidoaia – 99,99%
• Modernizare CHE Vaduri: HA nr. 2, Stația 110kV și Echipamente Mecanice și Electrice Centrală și
Baraj – 100%
• Modernizări la HA2 CHE Remeți, inclusiv a Stației de 110 kV, instalațiilor generale aferente
centralei, nodului de presiune și Barajului Drăgan – 92,16%
• Modernizare HA2 CHE Arcești – 99,82%
• Modernizare stație 110 kV CHE Stânca – 100%
• Modernizare stație 110/20/0,6 kV la SHEN Porțile de Fier - Ostrovul Mare – 99,99%
• Modernizare stații electrice 110 kV, 20kV si 6,3 kV din CHE Tg Jiu si din CHE Vădeni – 99,78%
• Lucrări de modernizare instalații electrice aferente echipamentelor hidromecanice ș i instalație de
acționare hidraulica aferenta barajului deversor SHEN Porțile de Fier I – 98,51%
• Lucrări de modernizare instalații electrice aferente echipamentelor hidromecanice ș i instalație de
acționare hidraulica aferenta barajului deversor CHE Gogoșu Porțile de Fier II - 99,84%
• Lucrări de reabilitare a ecluzei române din cadrul SHEN Porțile de Fier I – 100%
• Modernizare SCADA DHE Olt – 100%
• Modernizare instalație de acționare VIR CHE Porțile de Fier I – 97,56%
• Modernizare instalații de automatizare, protecții, servicii generale și securitate centrale
hidroelectrice Olt Superior – 100%
Proiecte finalizate
În anul 2025 au fost finalizate 5 proiecte de modernizare / retehnologizare:
• Modernizare stație 110 kV CHE Stânca;
• Modernizare stație 110/20/0,6 kV la SHEN Porțile de Fier - Ostrovul Mare
• Modernizare stații electrice 110 kV, 20kV si 6,3 kV din CHE Tg Jiu și din CHE Vădeni
• Lucrări de modernizare instalații electrice aferente echipamentelor hidromecanice și instalație de
acționare hidraulică aferentă barajului deversor SHEN Porțile de Fier I
• Reabilitare construcție metalică, piese mecanice şi sistem etanșare vană plană 6x6/31,5m cap
amonte mal stâng ecluză Porțile de Fier I din cadrul obiectivului de investiții Lucrări de reabilitare a
ecluzei române din cadrul SHEN Porțile de Fier l
Obiective de investiții noi sau reaprobate
Au fost aprobate noi obiective de investiții:
• Retehnologizare CHE Gogoșu
• Modernizare stație de pompe Vadu - CHE Hațeg
De asemenea au fost aprobați noi indicatori tehnico-economici rezultați în urma actualizării Devizelor
generale, determinat de anularea procedurilor de atribuire derulate și pentru care nu au fost depuse oferte
sau ofertele depuse au depășit bugetul achiziției:
• Retehnologizare CHE Râul-Mare Retezat
• Retehnologizare stația 6,3kV CHE Vânători
• Modernizare stații electrice de: 110 kV CHE Golești, CHE Merișani, CHE Băiculești; 6,3 și 110 kV CHE
Budeasa
106
• Modernizare Stații pompare în spatele digurilor 8 buc (Bratia, Topolog, Olanu, Bistrița, Teslui,
Teslui-Fărcașele, Olteț, Poganu)
Proceduri de atribuire
Principalele proiecte aflate în derulare sau în diverse etape ale procedurilor de atribuire sunt:
Proceduri de atribuire finalizate
În cursul anului 2025 în procesul de achiziție a lucrărilor pentru realizarea obiectelor de investiții au fost
finalizate 5 proceduri de atribuire, fiind semnate contracte astfel:
• Modernizare SCADA DHE Olt: contract semnat cu Asocierea S.C. ENEVO Group S.R.L. și SC
EXIMPROD Engineering S.R.L., la prețul contractului de 60,7 mil RON, lucrările urmând să fie
realizate în 24 de luni, conform graficului de execuție
• Retehnologizare CHE Stejaru - Nod Presiune: contract semnat cu Electromontaj S.A., la prețul
contractului de 15,95 mil euro, lucrările urmând să fie realizate în 34 de luni, conform graficului de
execuție
• Retehnologizare CHE Stejaru - HA1÷4: contract semnat cu S.S.H. Hidroserv S.A., la prețul
contractului de 97,49 mil euro, lucrările urmând să fie realizate în 66 de luni, conform graficului de
execuție
• Retehnologizare stații de pompare de mare putere Petrimanu, Lotru Aval, Jidoaia: contract semnat
cu Electromontaj S.A., la prețul contractului de 97,88 mil euro, lucrările urmând să fie realizate în
64 de luni, conform graficului de execuție.
În cadrul contractelor semnate au fost acordate avansuri în valoare totală de 202 mil RON.
Proceduri de atribuire în derulare / anulate / reluate
• Retehnologizare CHE Retezat: procedură de atribuire prin negociere competitivă anulată – doi
candidați calificați în etapa de elaborare a propunerilor tehnice și financiare, o singură ofertă
depusă cu valoare peste bugetul procedurii / procedură de atribuire reluată prin licitație deschisă
– o ofertă depusă aflată în analiză (etapa DUAE și analiză ofertă tehnică)
• Retehnologizare CHE Brădișor: procedură de atribuire prin negociere competitivă anulată – doi
candidați calificați în etapa de elaborare a propunerilor tehnice și financiare, o singură ofertă
depusă cu valoare peste bugetul procedurii;
• Retehnologizare CHE Mărișelu: procedură de atribuire prin licitație deschisă anulată – nu au fost
depuse oferte;
• Montajul și punerea în funcțiune a hidroagregatului nr. 1 și a instalațiilor lui auxiliare din U.H.E.
Porțile de Fier II: procedură de atribuire anulată –o singură ofertă depusă cu valoare peste bugetul
procedurii / procedură de atribuire reluată prin licitație deschisă, având termen de depunere a
ofertelor la începutul anului 2026;
• Reabilitare ansambluri coliere aferente Unității Tehnice Poartă Buscată de Serviciu de la Cap Aval
Ecluză română Porțile de Fier 1 din cadrul obiectivului de investiții Lucrări de reabilitare a ecluzei
romane din cadrul SHEN Porțile de Fier l: procedură de atribuire în derulare – o ofertă depusă, în
analiză;
• Stația 6,3kV CHE Vânători: procedură de atribuire prin licitație deschisă anulată – nu au fost depuse
oferte / procedură reluată în aceleași condiții și anulată din lipsă de oferte;
• Modernizarea stațiilor de 110 kV CHE Moroieni, 6,3 kV și 110 kV CHE Dobrești, 6,3 kV și 20 kV CHE
Scropoasa: procedură de atribuire prin licitație deschisă anulată din lipsă de oferte
• Modernizare stații electrice de: 110 kV CHE Golești, CHE Merișani, CHE Băiculești; 6,3 și 110 kV CHE
Budeasa: procedură de atribuire prin licitație deschisă anulată din lipsă de oferte / în pregătire
reluarea achiziției;
• Modernizare stație 20 kV CHE Gilău I: procedură de atribuire prin licitație deschisă anulată din lipsă
de oferte/în pregătire reluarea achiziției;
107
Activitate preinvestițională
Se derulează serviciile de proiectare a documentațiilor fază Studiu de fezabilitate, în cadrul contractelor de
servicii de proiectare semnate, pentru obiectivele de investiții propuse, astfel:
• Retehnologizare Centrale Hidroelectrice pe sector Oești-Noapteș – etapa de elaborare SF în
derulare
• Sistem inteligent de comanda control pentru cascada CHE Subcetate, CHE Plopi si CHE Bretea –
etapa de elaborare SF în derulare
• Modernizare stație de pompe Vadu – obiectiv de investiții aprobat în baza Studiului de fezabilitate
elaborate
• Modernizare stație de pompe Gâlceag – etapa de elaborare SF în derulare
• Proceduri de atribuire servicii de proiectare:
• Modernizare în vederea creșterii disponibilității și gradului de siguranță în exploatare a
hidroagregatelor din CHE Porțile de Fier I: procedura de atribuire (ET+SF) – anulata și reluată doar
pentru ET (o ofertă depusă – în analiză)
În anul 2025 investiții in valoare de 47,24 mil RON au fost constituite ca mijloace fixe, urmare a Proceselor
verbale de recepții la terminarea lucrărilor sau punere în funcțiune echipamente, înregistrate conform
prevederilor contractuale:
Sucursala
Proiect de investiții – Obiectiv PIF
Valoare mijloc fix
milioane RON
Porțile de Fier
Lucrări de modernizare instalații electrice aferente echipamentelor
hidromecanice ș i instalație de acționare hidraulica aferenta barajului
deversor SHEN Portile de Fier II - Camp Deversor 5
5,01
Porțile de Fier
Reabilitare construcție metalica, piese mecanice și sistem etanșare
vană plana 6x6/31,5 m, cap amonte, mal stâng - Ecluza română Porțile
de Fier I
1,25
Porțile de Fier
Lucrări de modernizare instalații electrice aferente echipamentelor
hidromecanice ș i instalație de acționare hidraulica aferenta barajului
deversor SHEN Portile de Fier I - Camp Deversor 12
13,84
Porțile de Fier
Lucrări de modernizare instalații electrice aferente echipamentelor
hidromecanice ș i instalație de acționare hidraulica aferenta barajului
deversor SHEN Porțile de Fier I - Camp Deversor 4
4,76
Porțile de Fier
Lucrări de modernizare a Stației 110/20/6 kV Porțile de Fier II
(Ostrovul Mare) – Celule 110kV AT
5.80
Bistrița
Modernizare Statie de 110 kV CHE Stanca (stație 110kW, transformator
12-25MVA, Centrala Hidroelectrica, Instalație legare la pământ,
centrala)
8,62
Bistrița
Retehnologizare CHE Stejaru (stație 110kW – parțial)
4,56
Cluj
Modernizare HA2 CHE Remeți (Pod rulant 100/32 tf -12m, Instalație de
manevrare batardou aspirator A1-4,2*2,7/6,5)
3,40
Total mijloace fixe din investiții în curs (retehnologizare/modernizare) 2025:
47,24
Sursa: Hidroelectrica
108
6.4.3. Activitatea de mentenanță cu capitalizare
În anul 2025, investi
ț
iile
în
mentenanț
ă
cu capitalizare construcții hidro, echipamente și construcții
administrative sunt
în
valoare total
ă
de 113 milioane RON,
în
cre
ș
tere cu 37% față de anul 2024.
Sursa: Hidroelectrica
Investițiile în lucrări de Mentenanță cu capitalizare - construcții hidrotehnice realizate în anul 2025, în
valoare de 31,6 milioane RON, reprezintă un număr de 26 lucrări finalizate, dintr-un număr total de 30
lucrări in curs de mentenan
ț
ă construc
ț
ii hidrotehnice.
Lucrările de intervenții la construcții au caracter complex și intră integral sub incidența Legii 10/1995 privind
calitatea în construcții și necesită efectuarea unor expertize, proiecte tehnice, obținerea de avize și
autorizații, precum și realizarea lucrărilor de către firme atestate pentru execuția de lucrări de construcții.
Investițiile în lucrări de Mentenanță cu capitalizare – echipamente realizate în anul 2025 au depășit
valoarea de 80 milioane RON, cu o varia
ț
ie procentual ă de +58% fa
ț
ă de realizările anului 2024.
În același timp, Departamentul Mentenanță și Construcții Hidrotehnice are în portofoliu proiectul de
investiții Reabilitare structurală (construcție metalică, piese mecanice, etanșări și piese înglobate), instalații
aferente (încălzire corp stavilă, încălzire ghidaje şi de ungere), protecƫie anticorozivă stavile dublu cârlig
Baraj deversor PF I cu termen de finalizare contractual în 2031. În anul 2025 au fost realizate lucrări de 5.3
milioane RON. Proiectul este în derulare conform graficului de excuție asumat.
Investițiile în lucrări Mentenanță cu capitalizare - reabilitare construcții administrative cu capitalizare,
realizate în anul 2025 au fost în valoare de 1 milion RON, cu o varia
ț
ie procentuală de +56% fa
ț
ă de anul
2024. Lucrările de mentenan
ț
ă cu capitalizare construc
ț
ii administrative au fost realizate în sucursalele
Curtea de Argeș, Ha
ț
eg si Sebeș și reprezintă 3 lucrări dintr-un număr total de 4 lucrări programate, astfel:
• Curtea de Argeș: Lucrări de împrejmuire a perimetrului „Statuii lui Prometeu”;
• Ha
ț
eg: Lucrări de reabilitare parcare (înlocuire pavaj si trasare parcare);
• Sebeș: Instalare echipamente de climatizare sediu SH Sebeș (chiller și ventiloconvectoare).
Dotări si utilaje independente
Pe lângă proiectele de investi
ț
ii în dezvoltare, retehnologizare, modernizare si mentenan
ț
a cu
capitalizare, Programul investi
ț
ional al Hidroelectrica SA pentru anul 2025 a inclus si investi
ț
ii în achizi
ț
ii
de Dotări si Utilaje independente în valoare totală de peste 31 milioane RON, în creștere cu 97% fa
ț
ă de
anul 2024.
129
149
83
113
2024 2025
Buget vs Realizari Mentenanta cu capitalizare 2024 vs 2025 (mil RON)
buget realizari
109
6.5. Management de Proiect
Departamentul Management de Proiect al Hidroelectrica asigură gestionarea profesionistă a proiectelor
complexe prin intermediul echipei de specialiști din cadrul Serviciului Managementului Programelor si
Proiectelor. Aceștia coordonează proiectele de investi
ț
ii strategice ale companiei, utilizând metodologii
specifice de management de proiect, furnizează expertiza necesară pentru administrarea riguroasă a
programelor complexe, fiind compus din manageri de proiect dedicați atingerii obiectivelor strategice ale
portofoliului investi
ț
ional.
În anul 2025, Managementul de Proiect a gestionat 22 proiecte, din care 9 proiecte de dezvoltare și 13
proiecte de retehnologizare/modernizare și anume:
• Amenajarea Hidroenergetică Pa ș cani pe râul Siret
• Amenajarea Hidroenergetică Surduc-Siriu
• Amenajarea Hidroenergetică Răstoli
ț
a
• Amenajarea Hidroenergetică Cerna - Belareca
• Amenajarea Hidroenergetică Bistra - Poiana Mărului
• Amenajarea Hidroenergetică a râului Jiu pe sector Livezeni - Bumbești
• Amenajarea Hidroenergetic ă a râului Olt defileu pe sectorul Cornetu-Avrig. Lotrioara, Câineni,
Racovi
ț
a
• Instala
ț
ie de stocare cu tehnologie Li-ion în Parcul Eolian Crucea NORD
• Sistem de securitate electronică pentru re
ț
eaua unita
ț
ilor SPEEH Hidroelectrica
• Retehnologizare Centrala hidroelectrică Stejaru
• Retehnologizare Amenajarea Hidroelectrică Vidraru
• Retehnologizare CHE Râul Mare Retezat
• Retehnologizare sta
ț
ii de pompare de mare putere Petrimanu, Lotru Aval, Jidoaia
• Montajul și punerea în func
ț
iune a hidroagregatului 1 ș i a instala
ț
iilor lui auxiliare din U.H.E. Por
ț
ile
de Fier II
• Modernizare CHE Vaduri: HA nr. 2, Sta
ț
ia 110kV si Echipamente Mecanice si Electrice Centrala si
Baraj
• Modernizări la HA2 CHE Reme
ț
i, inclusiv a Sta
ț
iei de 110 kV, instala
ț
iilor generale aferente
centralei, nodului de presiune si Barajului Drăgan
• Modernizare HA2 CHE Arcești și înlocuirea sistemului de automatizare și monitorizare aferent HA1
• Modernizare sta
ț
ie 110 kV Centrala hidroelectrica Stânca
• Lucrări de modernizare instala
ț
ii electrice aferente echipamentelor hidromecanice și instala
ț
ie de
ac
ț
ionare hidraulica aferenta barajului deversor SHEN Porțile de Fier I
• Lucrări de modernizare instala
ț
ii electrice aferente echipamentelor hidromecanice si instala
ț
ie de
ac
ț
ionare hidraulică aferentă barajului deversor CHE Gogoșu
• Modernizare instala
ț
ii de automatizare, protec
ț
ii, servicii generale si securitate centrale
hidroelectrice Olt Superior
• Retehnologizare CHE Gogoșu
Fa
ț
ă de 2024, în anul 2025 portofoliul proiectelor coordonate de Departamentul Management de proiect
a crescut de la 14 la 22 de proiecte, realizările situându-se la valoarea de 532 milioane RON, reprezentând
83% din totalul investi
ț
iilor în proiecte de dezvoltare si retehnologizare/modernizare realizate, cu o varia
ț
ie
procentuală de +109% fa
ț
ă de anul precedent.
110
Sursa: Hidroelectrica
6.6. Achiziții
Activitatea de achiziții la nivelul Grupului Hidroelectrica se derulează în conformitate cu prevederile legale
în vigoare, precum și procedurile și regulamentele proprii, după caz, urmărindu-se acoperirea necesitaților
de bunuri, servicii ș i lucrări pentru desfășurarea în bune condiții a activităților Grupului.
Hidroelectrica respectă legislația achizițiilor sectoriale, în principal Legea nr. 99/2016 privind achizițiile
sectoriale și HG nr. 394/2016 pentru aprobarea Normelor metodologice de aplicare a prevederilor
referitoare la atribuirea contractului sectorial/acordului-cadru din Legea nr. 99/2016 privind achizițiile
sectoriale.
Portofoliu general — indicatori cheie
458
Proceduri Inițiate
anunțuri publicate SEAP
3,81
mld.
Valoare Estimată
RON total estimat
60,5%
Proceduri Atribuite
277 proceduri finalizate
10,1%
Valoare Atribuită
384,6 mil. RON
101
Proceduri în Derulare
22,1% · val. 2.029 mil.
RON
80
Proceduri Anulate
17,5% · val. 1.392 mil.
RON
8,31 mil.
Valoare Medie /
Procedură
RON (față de 5,32 mil. în
2023)
979,6
mil.
Contract Maxim
RON — CHE Raul-Mare
Retezat
427
526
354
532
2024 2025
Buget vs Realizari Management de Proiect 2024 vs 2025 (mil RON)
buget realizari
111
6.7. Fuziuni și Achiziții („M&A”)
Unul din pilonii strategici ai Hidroelectrica este reprezentat de creșterea diversificat ă, prin care se
urmărește accesul companiei la noi segmente de business și tehnologii în sectorul energetic. Diversificarea
afacerii vizează creșterea producției și furnizării de energie verde, noi surse de venituri si profit pentru
acționari, precum ș i creșterea adaptabilității companiei la noile realități ale pieței de energie.
Compania își propune diversificarea portofoliului existent de active prin dezvoltarea de noi capacități de
producție din surse solare și eoliene. Una din modalitățile de implementare a acestei strategii este
identificarea și valorificarea oportunităților de achiziție (M&A) din piața, de proiecte mature și de înaltă
calitate, cu soluții eficiente de conectare la rețea și o producție cu randament ridicat, proiecte aflate la
stadiul RTB („gata de construire”) sau la COD („la cheie”).
Mixarea surselor hidro deținute cu alte capacități de producere a energiei electrice din surse regenerabile
solare, eoliene, alături de soluțiile de stocare a energiei electrice, generează o serie de sinergii pentru
activitatea companiei, printre care optimizarea capacitaților de producție existente și dezvoltarea
portofoliului de furnizare.
Hidroelectrica țintește achiziția de proiecte de capacități de producție din surse regenerabile de
minimum 500 MW, cu punere în funcțiune pana în anul 2027. Bugetul de investiții prin M&A ș i
parteneriate pentru următorii 3 ani se ridică la 2,1 miliarde de RON.
Compania dispune de o poziție flexibilă a bilanțului, cu o buna capacitate de finanțare, ce creează un avantaj
semnificativ pentru achiziția de astfel de proiecte. Prin utilizarea levierului financiar se creează premisele
creșterii randamentului capitalurilor proprii.
6.8. Resurse Umane
Activitatea de resurse umane se desfășoară în concordanță cu Planul de Management al Societăţii și are ca
obiective menţinerea şi dezvoltarea expertizei profesionale prin dezvoltarea abilităților tehnice și
inginerești, în special pentru posturile cheie, atragerea şi păstrarea unei forţe de muncă înalt calificate,
optimizarea și eficientizarea structurii organizatorice a societății creșterea capitalului uman și
formarea/pregătirea continuă a salariaților, introducerea unui sistem integrat de managementul
performanței pentru angajați și îmbunătățirea măsurilor de identificare a talentelor, încurajarea feedback-
ului, promovarea succesorilor, evaluare și recompensare a angajaților.
Pentru realizarea obiectivelor enumerate mai sus, in anul 2025 societatea a întreprins acțiuni în
următoarele direcții:
Optimizarea și eficientizarea structurii organizatorice
Începând cu luna iunie 2025 s-au derulat acțiuni în vederea modificării și optimizării structurii
organizatorice a societății, acestea fiind suspendate începând cu luna octombrie 2025, ca urmare a
modificărilor intervenite în structura Directoratului Hidroelectrica.
Începând cu 22 iulie 2025 a fost modificată structura organizatorică a Hidroelectrica prin reînființarea
Direcției Financiare și a postului de Director Direcție, în subordinea Directoratului, în vederea punerii în
aplicare a unei sentințe judecătorești. Structura organizatorică a Hidroelectrica în vigoare cuprinde un
număr de 3.900 de posturi din care 724 în Executiv și 3.176 in sucursale.
Modificări ale CCM și negocieri cu sindicatul
În anul 2025 s-au desfășurat întâlniri de negociere cu Sindicatul Hidroelectrica Hidrosind în urma cărora s-
a încheiat Actul Adițional nr. 1 și Actul Adițional nr. 2 la CCM Hidroelectrica pe anii 2024-2026.
112
De asemenea, în anul 2025 s-au desfășurat întâlniri de negociere în cadrul Comisiei Mixte Administrație-
Sindicat, în urma cărora comisia a aprobat acordarea de ajutoare medicale și ajutoare pentru salariați
sinistrați.
Gradul de sindicalizare al angajaților în cadrul grupului Hidroelectrica este de peste 82% și se prezintă astfel
pe societățile din cadrul grupului:
Societatea
Procentul de salariați membri de sindicat
Hidroelectrica
87,5%
Hidroserv
78,6%
UCMH
46,1%
Sursa: Hidroelectrica
Evoluția numărului de personal
La 31 decembrie 2025, numărul efectiv de angajați la nivel de Grup era de 5.302, iar la nivelul Hidroelectrica
era de 3.601 angajați.
La 31 decembrie 2024, numărul efectiv de angajați la nivel de Grup era de 5.236, iar la nivelul Hidroelectrica
era de 3.582 angajați.
Structura personalului
Numărul de salariați ai grupului:
Numărul de angajați la 31 decembrie 2025
Numărul de angajați la 31 decembrie 2024
Hidroelectrica
3.601
3.582
Hidroserv
1.289
1.210
UCMH
412
444
Total
5.302
5.236
Sursa: Hidroelectrica
Distribuția pe sexe a salariaților grupului:
Gen
Numărul de angajați la 31 decembrie 2025
Numărul de angajați la 31 decembrie 2024
Feminin
824
796
Masculin
4.478
4.440
Total
5.302
5.236
Sursa: Hidroelectrica
Distribuția pe vârste a salariaților grupului
Structura personalului Grupului la 31
decembrie 2025
Structura personalului Grupului la 31
decembrie 2024
Grupe de vârstă
Nr. angajați
Pondere
Nr. Angajați
Pondere
<30 ani
320
6.04%
265
5,06%
30 – 50 ani
2.296
43.30%
2.109
40,28%
>50 ani
2.686
50.66%
2.862
54,66%
Total
5.302
100%
5.236
100%
Sursa: Hidroelectrica
113
Asigurarea cu personal calificat a societății
În anul 2025 în cadrul Hidroelectrica s-au desfășurat și finalizat un număr de 439 recrutări
(concursuri/interviuri/probe practice) pentru un număr de 612 posturi. Rata de ocupare a posturilor în
urma acestor procese de recrutare a fost de aproximativ 67,81%, iar numărul mediu de candidați pe post a
fost de 2,14.
Implementarea unor programe de responsabilitate socială menite să atragă tinerii spre meseria de
hidroenergetician (acordarea de burse private de studii, organizarea de concursuri profesionale)
În anul 2025 s-a continuat desfășurarea programelor de responsabilitate socială, astfel:
• Acordare de burse private de studii, Hidroelectrica susținând un număr de 18 bursieri ș i derulând un
program de selecție de bursieri pentru 34 de locuri.
• Implicare în organizarea stagiilor de practică pentru studenți, având încheiate cu instituțiile de
învățământ superior convenții pentru un număr de peste 800 de locuri de practică.
• Internship, societatea având prevăzut în Planul de formare al anului 2026 un număr de 50 de programe
• Începând cu luna noiembrie, Hidroelectrica face parte din Consorțiul pentru Învățământ Dual Integrat
- Centrul de Expertiză în Regiunea București-Ilfov și susține financiar un număr de 15 studenți si
masteranzi din cadrul Universității Naţionale de Ştiinţă şi Tehnologie POLITEHNICA Bucureşti.
În anul 2025, Hidroelectrica a participat la o serie de evenimente organizate de instituțiile tehnice de
învățământ superior din București cat si din tara, cu scopul identificării viitorilor specialiști și promovarea,
în rândul acestora, a imaginii societății, și a programelor de colaborare pe care le propune studenților.
Dezvoltarea resursei umane (formare profesională și instruire)
Activitățile de formare/dezvoltare a salariaților, desfășurate prin instruiri interne și externe pentru inițiere,
perfecționare, calificare, recalificare, autorizare și reautorizare au drept scop asigurarea și adaptarea
nivelului de pregătire profesională a salariaților la nevoile societății și la evoluția pieței.
Hidroelectrica a derulat în anul 2025 cursuri de formare profesională externă, conform Planului de formare
profesională, anexa la Contractul Colectiv de Muncă al Societăţii, adresate tuturor categoriilor de personal,
însumând un număr de 2799 de salariati.
Concursul profesional ,,Trofeul Energeticianului’’
Concursul profesional "Trofeul Energeticianului" are ca scop stimularea interesului şi preocupării
salariaţilor pentru creşterea măiestriei profesionale şi continua perfecţionare a pregătirii proprii, precum şi
promovarea culturii organizaţionale şi îmbunătăţirea imaginii societăţii participanți fiind salariați din întreg
grupul Hidroelectrica.
6.9. Transformare Digitală și Inovare
În anul 2025, Departamentul Transformare Digitală și Inovare a continuat procesul de modernizare a
infrastructurii tehnologice, având ca obiectiv creșterea eficienței operaționale, digitalizarea proceselor
interne și consolidarea securității cibernetice. Activitatea departamentului a fost orientată spre dezvoltarea
unor servicii digitale stabile și scalabile, adaptate cerințelor actuale ale industriei energetice și nevoilor
operaționale ale companiei.
Un proiect strategic realizat în cursul anului a fost migrarea sistemului SAP din infrastructura on-premise în
cloud. Această etapă a avut rolul de a crește disponibilitatea platformelor critice de business, de a
îmbunătăți capacitatea de scalare a sistemului și de a asigura o reziliență mai bună a serviciilor informatice
utilizate în procesele operaționale ale companiei.
114
Un alt proiect important a fost implementarea unui sistem DMS pentru registratura electronică. Acest
sistem digitalizează fluxurile documentare interne, asigură trasabilitatea documentelor și automatizează
procesele de avizare și aprobare. Prin această inițiativă s-a redus volumul documentelor gestionate în
format fizic și s-a îmbunătățit controlul asupra circuitului informațional din cadrul organizației.
În cadrul strategiei de modernizare și digitalizare a infrastructurii operaționale, Departamentul
Transformare Digitală și Inovare (DTDI) a achiziţionat tehnologii avansate menite să consolideze capacitatea
de comunicație, monitorizare și administrare a activelor companiei. În acest context, au fost achiziționate
terminale de comunicații prin satelit Starlink, destinate asigurării conectivității în zone izolate sau fără
acoperire a rețelelor terestre, precum și telefoane mobile prin satelit Thuraya, utilizate pentru menținerea
comunicațiilor operative în situații critice sau în condiții de teren dificile, fiind utilizate în mod special pentru
menținerea legăturii operative și transmiterea informațiilor în şi din teren.
Totodată, DTDI a integrat în activitățile operaționale drone aeriene specializate, utilizate pentru inspectarea
instalațiilor, monitorizarea liniilor de înaltă tensiune și realizarea activităților de cartografiere și
topografiere a infrastructurii și activelor companiei.
Pentru respectarea cerințelor legislative privind securitatea cibernetică, compania a continuat
implementarea unor sisteme dedicate protecției infrastructurii informatice. Au fost dezvoltate mecanisme
pentru managementul identităților, monitorizarea amenințărilor și răspunsul la incidente de securitate, în
conformitate cu reglementările naționale și cerințele directivelor europene din domeniul securității
rețelelor și sistemelor informatice.
În paralel, au fost dezvoltate aplicații interne destinate automatizării unor procese operaționale și
administrative. Aceste soluții au fost adaptate nevoilor specifice ale companiei și au contribuit la creșterea
eficienței activităților interne, reducând dependența de aplicații externe și optimizând fluxurile de lucru.
Adoptarea acestor tehnologii contribuie la creșterea rezilienței operaționale, la îmbunătățirea capacității
de monitorizare și analiză a infrastructurii, precum și la optimizarea proceselor de mentenanță, planificare
și management al activelor, susținând totodată obiectivele strategice ale companiei privind eficiența
operațională și transformarea digitală.
115
6.10. Active corporale
6.10.1. Amplasarea şi caracteristicile principalelor capacităţi de producţie
Societatea are șapte sucursale hidroelectrice:
- SH Bistrița,
- SH Cluj,
- SH Curtea de Argeș,
- SH Hațeg,
- SH Porțile de Fier,
- SH Râmnicu Vâlcea,
- SH Sebeș,
și o sucursală ce administrează parcul eolian Crucea, cele mai mai importante pentru Grup din punct de
vedere al capacităților acestora de producție a energiei și ponderilor în producția de energie totală a
Grupului fiind Porțile de Fier și Râmnicu Vâlcea.
SH Porțile de Fier
Sistemul Hidroenergetic și de Navigație Porțile de Fier I
Sistemul Hidroenergetic și de Navigație(„S.H.E.N.”) Porțile de Fier I se găsește amplasat pe Dunăre la km
943 și a fost proiectat și executat în colaborare cu partea sârbă.
Construcția Sistemului Porțile de Fier I a început la data de 7 septembrie 1964, odată cu inaugurarea oficială
a șantierului. Obiectivul este simetric față de axa Dunării și este compus din doua centrale hidroelectrice
cu câte șase hidroegregate cu turbine Kaplan de mare capacitate, două ecluze cu dimensiuni de 310 m x 34
m (câte una pentru fiecare parte) și un baraj deversor cu 14 câmpuri deversoare (câte 7 pentru fiecare
parte). Primul obiectiv pus în funcțiune pe partea română a fost ecluza, la data de 14 august 1969.
Prin dimensiunile și puterea lor instalată, agregatele din centrale au fost cele mai mari de acest tip din lume.
La fel, prin dimensiunile sasurilor și prin cădere, ecluzele de la Porțile de Fier I se înscriu în lista celor mai
mari construcții de acest gen din lume.
Atât la centrală cât și la ecluză s-au derulat, în ultimii 15 ani, programe de retehnologizare care au dus la
creșterea puterii instalate de la 175 la 194,4 MW pe fiecare agregat din centrală, creșterea performanțelor
tehnice ale echipamentelor și instalațiilor, precum și creșterea siguranței în exploatare.
Centrala Hidroelectrică de la Porțile de Fier I are, după retehnologizare, o producție de energie electrică
anuală de proiect de 5,241 GWh în anul mediu hidrologic, ceea ce reprezintă circa 10% din producția la
nivel național. În plus, centrala asigură aproape jumătate din serviciile tehnologice de sistem din Romania.
Sistemul Hidroenergetic și de Navigație Porțile de Fier II
Sistemul Hidroenergetic și de Navigație Porțile de Fier II se găsește amplasat pe Dunăre la km 853, în zona
insulei românești Ostrovul Mare și a fost și el proiectat și executat în colaborare cu partea sârbă. Construcția
Sistemul Porțile de Fier II a început în anul 1977.
Obiectivul are o configurație asimetrică, Dunărea fiind barată în două fronturi (cel principal pe brațul
principal al Dunării și cel de-al doilea de pe brațul Gogoșu). Obiectivul este compus dintr-o centrală de bază
cu 16 agregate de tip bulb (câte 8 pentru fiecare parte pusă în funcțiune în perioada 1984 – 1986), două
centrale suplimentare (funcționale din 1994, cea românească, respectiv din 2000, cea sârbească), trei
116
ecluze (două pe partea română și una pe partea sârbă) și două baraje deversoare (cel românesc pe brațul
Gogoșu, cel sârbesc în frontul principal de barare).
Partea română a centralei de bază este la ultimul agregat din program de retehnologizare, puterea instalată
crescând de la 216 Mw înainte de retehnologizare la 251,2 Mw după retehnologizare.
Centrala suplimentară română, situată pe brațul secundar al Dunării, are în dotare 2 hidroagregate de tip
bulb, identice ca dispoziție interioară și soluții constructive cu cele din centrala de bază, are o putere
instalată de 54 MW. Centrala Gogoșu, ale cărei hidroagregate vor fi retehnologizate va atinge după
retehnologizare o putere instalată de 62,8 MW.
Principalii parametrii ai centralelor hidroelectrice din Amenajarea Dunării sunt prezentați mai jos:
- Sistemul Hidroenergetic și de Navigație Porțile de Fier I: Pi = 6x194,4 MW, turbine Kaplan, producție
medie (GWh/an) = 5241;
- Sistemul Hidroenergetic și de Navigație Porțile de Fier II (centrala de bază): Pi = 8x31,4, turbine
bulb, producție medie (GWh/an) = 1240;
- Sistemul Hidroenergetic și de Navigație Porțile de Fier II – Gogoșu (centrala suplimentară): Pi =
2x27, turbine bulb, producție medie (GWh/an) = 84.
Centrala Hidroelectrica Tismana
Cel mai mare obiectiv hidroenergetic ca putere instalata din cadrul U.H.E. Targu Jiu, sucursala Porțile de
Fier este centrala hidroelectrica Tismana, o centrala subterana echipata cu doua hidroagregate cu o putere
totala instalata de 106 MW si o productie medie anuala de energie de 262 GWh.
Amenajarea hidroenergetică a râului Lotru
Amenajarea potențialului hidroenergetic al râului Lotru s-a realizat între anii 1965–1985 și are o importanță
deosebită deoarece, prin cei 160 de kilometri de galerii de aducțiune și printr-un sistem complex de captări
și derivații, concentrează debitele din bazinele limitrofe într-o singură acumulare, Vidra.
Potențialul mediu anual al bazinului Lotru este de 1.243 GWh, valorificarea energetică a debitelor
acumulate în lacul Vidra realizându-se în trei trepte de cădere situate între cotele 1289 m și 300 m, în
centralele Ciunget, Malaia și Brădișor.
Principalele elemente ale amenajării hidroenergetice Lotru sunt:
- 3 hidrocentrale (Ciunget, Malaia, Brădișor) cu o putere instalată totală de 643 MW;
- 3 stații de pompaj energetic (Petrimanu, Jidoaia, Lotru-Aval) cu o putere instalată totală de 61,5
MW;
- 7 baraje, dintre care 5 baraje din beton în arc (Petrimanu, Galbenu, Jidoaia, Lotru-Aval, Bradisor)
cu înălțimi cuprinse între 42 și 62 m, un baraj de anrocamente (Vidra) și un baraj din materiale
locale (Malaia);
- 82 captări secundare cu o rețea de galerii de 160 km.
Amenajarea hidroenergetică a râului Olt – sector mijlociu și sector inferior
Potențialul hidroenergetic al râului Olt este evaluat la 1,9 GW, ceea ce reprezintă 17% din potențialul
râurilor interioare. Debitul instalat în hidrocentrale crește progresiv din amonte spre aval, ajungând pe
sectorul mijlociu la 330 mc/s si pe sectorul inferior la 500 mc/s.
Pe sectorul mijlociu al Oltului sunt amplasate 12 hidrocentrale tip centrală-baraj, echipate cu turbine Kaplan
(Cornetu, Gura Lotrului, Turnu, Călimănești, Daești, Râmnicu Vâlcea, Răureni, Govora, Babeni, Ionesti,
117
Zavideni, Drăgășani), o microhidrocentrală și 4 stații de pompaj în spatele digului, având o putere totală
instalată de 501,9 MW și o producție de energie electrică de proiect de 1.475,32 GWh/an.
Pe sectorul inferior al Oltului sunt amplasate 8 hidrocentrale din care 2 hidrocentrale echipate cu turbine
Kaplan (Strejești și Arcești) si o hidrocentrala echipata cu 2 turbine Bulb. Celelalte cinci hidrocentrale de pe
Oltul Inferior (Ipotesti, Drăgănești, Frunzaru, Rusănești și Izbiceni) sunt identice din punct de vedere
constructiv, fiind echipate fiecare cu cate patru hidroagregate tip Bulb reversibil de 13,25 MW fiecare.
6.10.2. Gradul de uzură al capacităţilor de producţie
Hidroelectrica are în exploatare, la momentul actual, un număr de 420 hidroagregate, care pot fi
structurate după vârsta medie de la punere în funcțiune, respectiv de la retehnologizare, conform figurilor
următoare:
Vârstă medie - putere instalată
Sursa: Hidroelectrica
Vârstă medie - număr agregate
Se poate observa că puterea instalată la hidroagregate noi sau retehnologizate în ultimii 20 de ani
reprezintă circa 23% din totalul puterii instalate hidro.
Se constată că majoritatea hidroagregatelor (61%) au fost instalate în perioada 1976-2006 (au vârsta între
20 și 50 ani de la punerea în funcțiune), 15% fiind puse în funcțiune respectiv retehnologizate după anul
2006 iar 24% sunt puse în funcțiune înainte de 1976.
6.10.3. Dreptul de proprietate asupra activelor corporale
În noiembrie 1998 a fost emisă Legea nr. 213/1998 care reglementează statutul domeniului public. Această
lege prevede că dreptul de proprietate asupra bunurilor din domeniul public aparține statului sau
autorităților locale, care pot închiria bunurile aflate în proprietate publică. În conformitate cu prevederile
Legii nr. 213/1998 și ale Legii nr. 219/1998, Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul
Energiei) a închiriat Societății amenajările hidroenergetice (baraje, diguri, ecluze, lacuri de acumulare) și
terenurile pe care se află acestea. Astfel, în decembrie 2004, a fost încheiat contractul de concesiune nr.
171/27.12.2004 între Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei) (concedent) si
Societate (concesionar) pentru activele hidroenergetice aflate în patrimoniul public la 31 decembrie 2003.
15%
62%
23%
putere instalata inainte de 1976 inclusiv
putere instalata din 1976 pana in 2006 inclusiv
putere instalata dupa 2006
24%
61%
15%
nr. agregate PIF inainte de 1976 inclusiv
nr agregate PIF din 1976 pana in 2006 inclusiv
nr agregate PIF dupa 2006
118
Principalele clauze ale contractului de concesiune si modificărilor sale ulterioare sunt următoarele:
• Statul, prin Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei), deține dreptul de
proprietate asupra activelor de domeniul public care fac obiectul contractului;
• Societatea are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioadă de 49 de ani de la data semnării
(perioada poate fi prelungită în conformitate cu prevederile legii concesiunilor, cu jumătate din
perioada inițială, prin acordul comun al părților), în scopul exploatării, reabilitării, modernizării,
retehnologizării, precum și construcției de noi amenajări hidroenergetice, conform programelor de
investiții;
• Societatea plătește o redevență anuală de 1/1000 din veniturile anuale din producția de energie
electrică și servicii de sistem produse in hidrocentrale;
• La încetarea contractului, anumite active care au fost utilizate de concesionar în derularea concesiunii
vor fi restituite concedentului, după cum este explicat mai jos;
• Societatea are obligația de a utiliza activele în conformitate cu prevederile contractului de concesiune
și ale licenței de funcționare.
Contractul de concesiune prevede următoarele tipuri de active:
• Bunuri de retur – active din domeniul public care aparțin concedentului și care sunt restituite
concedentului cu titlu deplin, gratuit și libere de orice sarcini, la încetarea contractului de concesiune.
Bunurile de retur sunt active din domeniul public cum ar fi baraje, diguri, ecluze, care fac obiectul
concesiunii/leasingului, precum și cele rezultate din investiții/modernizări ale acestor active efectuate
de Societate în perioada contractului de concesiune. Societatea amortizează aceste
investiții/modernizări pe durata minima dintre perioada rămasă a contractului de concesiune și durata
de viață utilă a acestor active.
• Bunuri de preluare – activele care aparțin concesionarului și sunt utilizate de concesionar în perioada
concesiunii și care sunt similare ca natură cu activele din domeniul public de mai sus (amenajări de
terenuri, construcții, instalații speciale și echipamente tehnologice), asupra cărora, la încetarea
contractului de concesiune, concedentul are opțiunea de preluare în schimbul unei plăți egale cu
„valoarea contabilă actualizata” la data preluării. În interpretarea Societății, „valoarea contabilă
actualizata” este valoarea contabilă netă la data preluării și, având în vedere că Societatea utilizează
modelul reevaluării, această valoare va fi valoarea reevaluată la acea dată. Aceste active sunt
amortizate pe durata lor de viață utilă estimată.
• Bunuri proprii – active care, la încetarea contractului de concesiune, rămân în proprietatea
concesionarului. Bunurile proprii sunt activele (construcții, instalații speciale, echipamente
tehnologice, aparate de măsură și control, mijloace de transport, mo bilier, echipamente de birou,
echipamente de protecție și alte imobilizări corporale) care aparțin concesionarului și sunt utilizate de
acesta în perioada concesiunii, cu excepția bunurilor de preluare. Aceste active sunt amortizate pe
durata lor de viață utilă estimată.
119
7. Rezultate Financiare pentru anul 2025
7.1. Indicatori Financiari
A. Indicatori financiari calculați pe baza situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate
cu IFRS-EU
milioane RON
Indicatori
2025
2024
Variație (%)
2023
Venituri
9.619
9.123
5%
12.160
EBITDA
4.646
5.503
-16%
8.016
Profit din exploatare
3.719
4.588
-19%
7.200
Profit net
3.370
4.128
-18%
6.365
Rezultatul per acțiune (RON)
7,49
9,18
-18%
14,17
Sursa: Hidroelectrica
Indicatori
Mod de calcul
2025
2024
2023
Indicatorul lichidității curente
Active curente/Datorii curente
4,49
6,69
7,50
Indicatorul gradului de îndatorare
Capital împrumutat/Capital propriu x 100
1,28
1,66
1,84
Indicatorul gradului de îndatorare
Capital împrumutat/Capital angajat x 100
1,27
1,64
1,80
Viteza de rotație a debitelor-clienți
Sold mediu clienți/Cifra de afaceri x 365
63,22
93,65
66,02
Viteza de rotație a activelor imobilizate
Cifra de afaceri/Active imobilizate
0,48
0,46
0,58
Sursa: Hidroelectrica
Datoria Netă/(Numerar) Ajustat
milioane RON
2025
2024
Variație (%)
2023
Împrumuturi bancare
213
301
-29%
394
Datorii aferente contractelor de leasing
72
79
-10%
66
Numerar și echivalente de numerar
(1.188)
(1.582)
-25%
(408)
Investiții pe termen scurt (Investiții în depozite)
(3.732)
(3.476)
7%
(4.349)
Datoria Netă/(Numerar) Ajustat
(4.635)
(4.677)
-1%
(4.297)
EBITDA Ajustată
4.746
5.517
-14%
8.253
Raportul Datoria netă/(Numerar) Ajustat la EBITDA
Ajustată
(0.98)
(0,85)
15%
(0,52)
Sursa: Hidroelectrica
B. Indicatori financiari calculați pe baza situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate
cu OMFP nr. 2844/2016
milioane RON
Indicatori
2025
2024
Variație (%)
2023
Venituri
9.619
9.123
5%
12.160
EBITDA
4.646
5.503
-16%
8.016
Profit din exploatare
3.719
4.588
-19%
7.200
Profit net
3.370
4.128
-18%
6.365
Rezultatul per acțiune (RON)
7,49
9,18
-18%
14,17
Sursa: Hidroelectrica
120
Indicatori
Mod de calcul
2025
2024
2023
Indicatorul lichidității curente
Active curente/Datorii curente
4,49
6,69
7,50
Indicatorul gradului de îndatorare
Capital împrumutat/Capital propriu x 100
1,28
1,66
1,83
Indicatorul gradului de îndatorare
Capital împrumutat/Capital angajat x 100
1,27
1,63
1,83
Viteza de rotație a debitelor-clienți
Sold mediu clienți/Cifra de afaceri x 365
63,22
93,66
66,01
Viteza de rotație a activelor imobilizate
Cifra de afaceri/Active imobilizate
0,48
0,46
0,58
Sursa: Hidroelectrica
Datoria Netă/(Numerar) Ajustat
milioane RON
2025
2024
Variație (%)
2023
Împrumuturi bancare
213
301
-29%
394
Datorii aferente contractelor de leasing
72
79
-10%
66
Numerar și echivalente de numerar
(1.188)
(1.582)
-25%
(408)
Investiții pe termen scurt (Investiții în depozite)
(3.732)
(3.476)
7%
(4.349)
Datoria Netă/(Numerar) Ajustat
(4.635)
(4.677)
-1%
(4.297)
EBITDA Ajustată
4.746
5.517
-14%
8.253
Raportul Datoria netă/(Numerar) Ajustat la EBITDA
Ajustată
(0,98)
(0,85)
15%
(0,52)
Sursa: Hidroelectrica
C. Indicatori financiari calculați pe baza situațiilor financiare individuale întocmite în conformitate
cu OMFP nr. 2844/2016
milioane RON
Indicatori
2025
2024
Variație (%)
2023
Venituri
9.623
9.123
5%
12.159
EBITDA
4.604
5.433
-15%
7.996
Profit din exploatare
3.686
4.527
-19%
7.178
Profit net
3.338
4.072
-18%
6.352
Rezultatul per acțiune (RON)
7,42
9,05
-18%
14,14
Sursa: Hidroelectrica
Indicatori
Mod de calcul
2025
2024
2023
Indicatorul lichidității curente
Active curente/Datorii curente
4,23
6,41
7,46
Indicatorul gradului de îndatorare
Capital împrumutat/Capital propriu x 100
1,29
1,67
1,84
Indicatorul gradului de îndatorare
Capital împrumutat/Capital angajat x 100
1,27
1,64
1,80
Viteza de rotație a debitelor-clienți
Sold mediu clienți/Cifra de afaceri x 365
63,16
93,62
65,96
Viteza de rotație a activelor imobilizate
Cifra de afaceri/Active imobilizate
0,48
0,45
0,58
Sursa: Hidroelectrica
Datoria Netă/(Numerar) Ajustat
milioane RON
2025
2024
Variație (%)
2023
Împrumuturi bancare
213
301
-29%
394
Datorii aferente contractelor de leasing
72
79
-10%
66
Numerar și echivalente de numerar
(816)
(1.357)
-40%
(378)
Investiții pe termen scurt (Investiții în depozite)
(3.732)
(3.476)
7%
(4.349)
Datoria Netă/(Numerar) Ajustat
(4.263)
(4.452)
-4%
(4.268)
EBITDA Ajustată
4.703
5.473
-14%
8.225
Raportul Datoria netă/(Numerar) Ajustat la EBITDA
Ajustată
(0,91)
(0,81)
11%
(0,52)
Sursa: Hidroelectrica
121
7.2. Detalierea veniturilor
A. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS-EU
2025
2024
Variație (%)
2023
Energia produsă și vândută (netă)
GWh
11.847
13.864
-15%
17.639
Achiziție energie electrică
GWh
2.209
802
175%
1.699
Total energie vândută
GWh
14.056
14.666
-4%
19.338
Cantitate energie electrica – angro
GWh
6.347
8.185
-22%
12.325
Preț mediu angro
RON / MWh
548
476
15%
493
Venituri piețe angro
milioane RON
3.476
3.894
-11%
6.078
Cantitate energie electrică Furnizare
GWh
7.244
5.572
30%
6.046
Preț mediu furnizare (fără costuri
transferate - ex pass through)
RON / MWh
481
418
15%
568
Venituri din Furnizare
milioane RON
3.485
2.329
50%
3.434
Costuri transferate (pass through)
milioane RON
1.998
1.501
33%
1.498
Cantitate Echilibrare
GWh
186
511
-64%
433
Preț mediu Echilibrare
RON / MWh
1.438
1.689
15
1.310
Venituri din Echilibrare
milioane RON
267
863
-69%
567
Venituri din servicii de sistem (STS)
milioane RON
248
303
-18%
334
Alte venituri din contracte cu clienții, din
care:
milioane RON
145
233
-38%
249
Venituri din dezechilibre pozitive*
milioane RON
(13)
(263)
-95%
99
Venituri din servicii de reducere de putere
milioane RON
56
416
-87%
87
Redistribuirea veniturilor suplimentare
milioane RON
51
78
-35%
63
Venituri
milioane RON
9.619
9.123
5%
12.160
* Cantitatea aferentă dezechilibrelor pozitive înregistrate în anul 2025 este de 278 GWh (2024: 399 GWh, 2023: 533 GWh)
Sursa: Hidroelectrica
Energia produsă și vândută (netă)
Energia produsă și vândută (producția netă) a înregistrat o scădere de aproximav 15% în anul 2025
comparav cu anul 2024, în perioada ianuarie-decembrie 2025 această cantate ind de 11.847 GWh.
După un început de an marcat de o reducere accentuată a producției, pe fondul condițiilor hidrologice
nefavorabile, respecv o perioadă de secetă hidrologică severă, cu un debit mediu al Dunării în trimestrul
I din 2025 de doar 4.257 mc/s, în scădere cu aproximav 40% față de perioada similară a anului 2024,
societatea a reușit o recuperare semnicavă în T3-T4, susținută în special de achiziții de energie și de
atenuarea scăderii producției, respecv o creștere a producției in T4 datorita condițiilor hidrologice
favorabile.
Venituri piețe angro
In perioada ianuarie-decembrie 2025, prețul mediu de vânzare pe segmentul angro a înregistrat o creștere
semnicavă de aproximav 15% comparav cu perioada similară din anul anterior. Această creștere a fost
preponderent din tranzacționarea pe piețele forward, urmare a eliminării mecanismului reglementat
MACEE începând cu data de 1 ianuarie 2025. Tranzacționarea pe piețele forward a permis companiei să
122
obțină prețuri mai bune pentru energia electrica vânduta, contribuind asel la atenuarea impactului
hidrologiei scăzute asupra veniturilor pe segmentul angro. Pe termen scurt, raportat în special la trimestrul
I al anului 2025, diminuarea cantăților disponibile la vânzare a limitat capacitatea companiei de a valorica
pe deplin majorarea veniturilor pe piața angro.
Cu toate acestea, Hidroelectrica s-a adaptat rapid prin opmizarea mixului producție – trading, ceea ce a
avut un impact semnicav in creșterea prețului mediu de vânzare, asigurând protejarea marjei comerciale
într-o perioadă cu volume reduse. Această abordare a compensat decitul din T1, conducând la o diminuare
cu 22% a veniturilor aferente segmentului de piața angro fata de aceeași perioada a anului 2024,
comparav cu 53% in T1.
Venituri din Furnizare către clienți finali
Veniturile realizate din activitatea de furnizare energie electrică au crescut cu 50%, la 3.485 milioane RON
venituri realizate în anul 2025, de la 2.329 milioane RON venituri realizate în anul 2024.
Această evoluție reflectă atât o creștere a bazei de clienți, cât și eficiența ajustării politicii comerciale în
condiții concurențiale dificile. Creșterea veniturilor a fost generată de un volum mai mare de energie
electrică furnizată consumatorilor finali (30%), coroborata cu o creștere a prețului mediu al tarifelor de
furnizare cu 15%, rezultat al unei adaptări comerciale la contextul pieței și menținerea competitivității.
Pe fondul scăderii producției proprii, extinderea segmentului de furnizare constituie o repoziționare
strategică: compania trece de la un profil “asset-centric” (marje mari, volatilitate hidrologică) la unul “client-
centric” (stabilitate a veniturilor, dar expunere mai mare la risc de piață și operațional și integrare cu
activitatea de trading). Semnificația strategică a unei astfel de evoluții provine din:
• diversificarea riscului hidrologic: o pondere mai mare a furnizării coroborata cu achiziții RES crescute,
atunci când prețul este unul benefic, atenuează dependența de hidrologie și sezonalitate. Veniturile
devin mai puțin corelate cu hidrologia, dar mai expuse la prețul de achiziție și la eficiența activității de
trading.
• ancorare comercială: un portofoliu mai mare de clienți (casnici și non-casnici) înseamnă cerere
recurentă și putere de negociere pe termen lung, facilitând contractarea forward și optimizarea
costului mediu al energiei.
• platformă pentru integrarea RES: furnizarea creează cerere care poate fi acoperită strategic prin
achiziții și/sau dezvoltări de noi capacități de producție, reducând structural riscul de preț și expunerea
la piața spot. Volatilitatea accentuată a pieței de energie electrică, care a generat fluctuații
semnificative în nivelul tarifelor aplicabile consumatorilor finali.
Un alt factor relevant îl constituie modificarea cadrului fiscal aplicabil producătorilor de energie, prin
eliminarea plafonului valoric de la care se aplică impozitul pe veniturile suplimentare, ceea ce a contribuit
indirect la relaxarea presiunii asupra prețurilor din lanțul de furnizare.
Venituri din Echilibrare
Veniturile din Echilibrare au scăzut cu 69%, la 267 milioane RON înregistrate în anul încheiat la 31 decembrie
2025, de la 863 milioane RON înregistrate în anul 2024 determinata in principal de reducerea cu 64% a
volumului vândut pe Piața de Echilibrare în 2025 comparativ cu 2024. Scăderea este direct proporționala
123
cu evoluția pieței de echilibrare din Romania care cantitativ a avut o scădere de 53% in primele 11 luni ale
anului 2025 (conform datelor publicate de ANRE) de la 1.493 GWh in 2024 la 797 GWh in anul 2025.
Alte venituri din contracte cu clienții
Alte venituri din contracte cu clienții au scăzut cu 38%, la 145 milioane RON în anul 2025, de la 231 milioane
RON în anul 2024.
Evoluția acestor venituri este influențată de comportamentul celorlalți participanți din piața de energie
electrică în ceea ce privește gestionarea dezechilibrelor. Creșterea prețurilor înregistrate pe piața pentru
dezechilibrele pozitive a avut ca rezultat creșterea veniturilor din dezechilibre pozitive la nivel de Grup în
primele șase luni ale anului 2025 cu 230 milioane RON față de aceeași perioadă a anului 2024. În același
timp, serviciile de reducere de putere înregistrate în segmentul de producere au scăzut cu 315 milioane
RON față de aceeași perioadă a anului 2024.
B. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
2025
2024
Variație (%)
2023
Energia produsă și vândută (netă)
GWh
11.847
13.864
-15%
17.639
Achiziție energie electrică
GWh
2.209
802
175%
1.699
Total energie vândută
GWh
14.056
14.666
-4%
19.338
Cantitate energie electrica – angro
GWh
6.347
8.185
-22%
12.325
Preț mediu angro
RON / MWh
548
476
15%
493
Venituri piețe angro
milioane RON
3.476
3.894
-11%
6.078
Cantitate energie electrică Furnizare
GWh
7.244
5.572
30%
6.046
Preț mediu furnizare (fără costuri transferate -
ex pass through)
RON / MWh
481
418
15%
568
Venituri din Furnizare
milioane RON
3.485
2.329
50%
3.434
Costuri transferate (pass through)
milioane RON
1.998
1.501
33%
1.498
Cantitate Echilibrare
GWh
186
511
-64%
433
Preț mediu Echilibrare
RON / MWh
1.438
1.689
15
1.310
Venituri din Echilibrare
milioane RON
267
863
-69%
567
Venituri din servicii de sistem (STS)
milioane RON
248
303
-18%
334
Alte venituri din contracte cu clientii, din
care:
milioane RON
145
233
-38%
249
Venituri din dezechilibre pozitive*
milioane RON
(13)
(263)
-95%
99
Venituri din servicii de reducere de putere
milioane RON
56
416
-87%
87
Redistribuirea veniturilor suplimentare
milioane RON
51
78
-35%
63
Venituri
milioane RON
9.619
9.123
5%
12.160
Sursa: Hidroelectrica
124
C. Conform situațiilor financiare individuale întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
2025
2024
Variație (%)
2023
Energia produsă și vândută (netă)
GWh
11.847
13.864
-15%
17.639
Achiziție energie electrică
GWh
2.209
802
175%
1.699
Total energie vândută
GWh
14.056
14.666
-4%
19.338
Cantitate energie electrica – angro
GWh
6.347
8.185
-22%
12.325
Preț mediu angro
RON / MWh
548
476
15%
493
Venituri piețe angro
milioane RON
3.476
3.894
-11%
6.078
Cantitate energie electrică Furnizare
GWh
7.244
5.572
30%
6.046
Preț mediu furnizare (fără costuri
transferate - ex pass through)
RON / MWh
481
418
15%
568
Venituri din Furnizare
milioane RON
3.485
2.330
50%
3.434
Costuri transferate (pass through)
milioane RON
1.999
1.502
33%
1.498
Cantitate Echilibrare
GWh
186
511
-64%
433
Preț mediu Echilibrare
RON / MWh
1.438
1.689
15
1.310
Venituri din Echilibrare
milioane RON
267
863
-69%
567
Venituri din servicii de sistem (STS)
milioane RON
248
303
-18%
334
Alte venituri din contracte cu clientii, din
care:
milioane RON
145
231
-37%
248
Venituri din dezechilibre pozitive*
milioane RON
(13)
(263)
-95%
99
Venituri din servicii de reducere de putere
milioane RON
56
416
-87%
87
Redistribuirea veniturilor suplimentare
milioane RON
51
78
-35%
63
Venituri
milioane RON
9.619
9.123
5%
12.159
Sursa: Hidroelectrica
125
7.3. Cheltuieli Operaționale
A. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS-EU
2025
2024
Variație
2023
Detalierea costurilor
milioane
RON
milioane
RON
(%)
milioane
RON
Apă uzinată
445
518
-14%
639
Beneficiile angajaților
1.020
885
15%
717
Transport și distribuție de energie electrică
1.635
1.228
33%
1.208
Energie electrică achiziționată
911
209
336%
456
Cheltuieli cu certificatele verzi
354
274
30%
297
Amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale
883
905
-2%
799
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale și necorporale, net
99
39
152%
237
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
37
79
-53%
80
Reparații, întreținere, materiale și consumabile
112
92
21%
85
Taxa pentru producătorii de energie electrică
123
235
-48%
225
Alte cheltuieli de exploatare
408
307
33%
251
Venituri din producția de imobilizări în regie proprie
(86)
(49)
75%
-
Sursa: Hidroelectrica
Apa uzinată
Cheltuielile cu apa uzinată au scăzut cu 14% la 445 milioane RON în anul încheiat la 31 decembrie 2025 de
la 518 milioane RON în anul 2024. Această scădere a fost determinată de diminuarea cantității de energie
electrică produsă în anul 2025 față de anul 2024, ca urmare a condițiilor hidrologice nefavorabile.
Beneficiile angajaților
Cheltuielile cu beneficiile salariaților s-au majorat cu 15% la 1.020 milioane RON în anul încheiat la 31
decembrie 2025, de la 885 milioane RON în anul 2024. Această creștere reflectă în principal majorările
salariale rezultate din negocierile cu sindicatul salariaților, aplicabile începând cu luna iulie 2024, respectiv
mai 2025, precum și creșterea cu 3% al numărului efectiv de salariați ai Grupului (creșter e generata in
principal de achiziția UCM Reșița in luna martie 2024).
Transport și distribuție de energie electrică
Cheltuielile de transport și distribuție de energie electrică au crescut cu 33%, la 1.635 milioane RON în anul
încheiat la 31 decembrie 2025, de la 1.228 milioane RON în anul 2024. Această creștere este determinată
de creșterea cu 30% a volumului de energie furnizat si de majorările succesive ale tarifelor reglementate in
cursul anului 2025.
Energie electrică achiziționată
Energia electrică achiziționată a crescut cu 336% în anul 2025, la 911 milioane RON, de la 209 milioane RON
în aceeași perioadă a anului 2024. Această evoluție se datorează, in principal, producției de energie scăzută,
creșterii cantității de energie electrica necesara segmentului de furnizare.
126
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si necorporale, net
Pierderile din deprecierea imobilizărilor corporale si necorporale au crescut la 99 milioane RON la 31
decembrie 2025, de la 39 milioane RON in anul încheiat la 31 decembrie 2024. Aceasta majorare se
datorează în principal modificării ipotezelor utilizate, si anume folosirea fluxurilor de numerar viitoare
pentru principalele proiecte, prin estimarea cheltuielilor de exploatare specifice fiecărui proiect.
B. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
2025
2024
Variație
2023
Detalierea costurilor
milioane
RON
milioane
RON
(%)
milioane
RON
Apă uzinată
445
518
-14%
639
Beneficiile angajaților
1.200
866
18%
728
Transport și distribuție de energie electrică
1.635
1.228
33%
1.208
Energie electrică achiziționată
911
209
336%
456
Cheltuieli cu certificatele verzi
354
274
30%
297
Amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale
883
905
-2%
799
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale și necorporale,
net
99
39
152%
237
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
32
66
-51%
80
Reparații, întreținere, materiale și consumabile
112
92
21%
85
Taxa pentru producătorii de energie electrică
123
235
-48%
225
Alte cheltuieli de exploatare
408
326
25%
240
Venituri din producția de imobilizări în regie proprie
(86)
(49)
75%
-
Sursa: Hidroelectrica
C. Conform situațiilor financiare individuale întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
2025
2024
Variație
2023
Detalierea costurilor
milioane
RON
milioane
RON
(%)
milioane
RON
Apă uzinată
445
518
-14%
639
Beneficiile angajaților
778
677
15%
605
Transport și distribuție de energie electrică
1.635
1.228
33%
1.208
Energie electrică achiziționată
911
209
336%
456
Cheltuieli cu certificatele verzi
354
274
30%
297
Amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale
872
896
-3%
795
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale și necorporale,
net
99
39
152%
236
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
32
68
-52%
80
Reparații, întreținere, materiale și consumabile
341
303
12%
246
Taxa pentru producătorii de energie electrică
123
235
-48%
225
Alte cheltuieli de exploatare
381
298
28%
229
Sursa: Hidroelectrica
127
7.4. Fluxuri de numerar
A. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS-EU
2025
2024
Variație
2023
milioane RON
milioane RON
%
milioane RON
Numerar net din activitatea de exploatare
4.300
6.353
-33%
5.425
Numerar net din activitatea de investiții
(549)
1.207
-147%
(1.229)
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare
(4.144)
(6.386)
-35%
(4.448)
Creșterea/(descreșterea) netă a numerarului și
echivalentelor de numerar
(394)
1.174
-134%
(253)
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie
1.582
408
288%
661
Numerar și echivalente de numerar la 31 decembrie
1.188
1.582
-25%
408
Sursa: Hidroelectrica
Numerar net din activitatea de exploatare
Numerarul net din activitatea de exploatare a fost în sumă de 4.300 milioane RON în anul 2025, comparativ
cu 6.353 milioane RON în anul 2024. Această reducere se datorează în principal creșterii soldului creanțelor
comerciale la 31 decembrie 2025 și este influențată negativ de diminuarea profitului net în anul 2025
comparativ cu anul 2024, rezultând astfel o descreștere de 33% a numerarului net din activitatea de
exploatare în anul 2025 comparativ cu anul 2024.
Numerar net din activitatea de investiții
Numerarul net din activitatea de investiții a fost în sumă de (549) milioane RON în anul 2025, comparativ
cu 1.207 milioane RON în anul 2024. Această descreștere a fost determinată în principal de creșterea
investițiilor in achiziția de imobilizări corporale si necorporale precum si a plasamentelor in depozite, cu
scop de maximizare a randamentului disponibilităților.
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare
Numerarul net utilizat în activitatea de finanțare a fost în sumă de 4.144 milioane RON în anul încheiat la
31 decembrie 2025, comparativ cu 6.386 milioane RON în anul 2024. Această reducere este datorata
dividendelor plătite in anul 2025, ca urmare a performanțelor financiare înregistrate în exercițiul financiar
2024.
B. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
2025
2024
Variație
2023
milioane RON
milioane RON
%
milioane RON
Numerar net din activitatea de exploatare
4.300
6.353
-32%
5.425
Numerar net din activitatea de investiții
(545)
1.207
-145%
(1.229)
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare
(4.144)
(6.386)
-35%
(4.448)
Creșterea/(descreșterea) netă a numerarului și
echivalentelor de numerar
(394)
1.174
-134%
(253)
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie
1.582
408
288%
661
Numerar și echivalente de numerar la 31 decembrie
1.188
1.582
-25%
408
Sursa: Hidroelectrica
128
C. Conform situațiilor financiare individuale întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
2025
2024
Variație
2023
milioane RON
milioane RON
%
milioane RON
Numerar net din activitatea de exploatare
4.058
6.335
-36%
5.407
Numerar net din activitatea de investiții
(459)
1.030
-145%
(1.224)
Numerar net utilizat in activitatea de finanțare
(4.140)
(6.386)
-35%
(4.447)
Creșterea/(descreșterea) netă a numerarului și
echivalentelor de numerar
(540)
979
-155%
(263)
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie
1.357
378
259%
642
Numerar și echivalente de numerar la 31 decembrie
816
1.357
-40%
378
Sursa: Hidroelectrica
7.5. Poziția financiară
A. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS-EU
31 decembrie
31 decembrie
Variație
%
31 decembrie
2023
milioane RON
2025
2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale
19.428
19.848
2%
20.427
Imobilizări necorporale
35
22
59%
6
Numerar restricționat
23
-
100%
-
Investiții în obligațiuni corporative
-
-
-
353
Alte active imobilizate
373
277
35%
284
Total active imobilizate
19.859
20.148
1%
21.069
Active circulante
Stocuri
123
94
31%
71
Creanțe comerciale
1.697
1.634
4%
3.048
Investiții în depozite și obligațiuni corporative
3.731
3.476
7%
4.349
Numerar și echivalente de numerar
1.187
1.582
-25%
408
Numerar restricționat
31
21
48%
101
Alte active circulante
65
22
195%
63
Total active circulante
6.834
6.829
0%
8.040
Total active
26.692
26.977
-1%
29.109
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social
5.527
5.527
0%
5.527
Rezerva din reevaluare
11.084
11.549
-4%
12.039
Alte rezerve
1.030
1.026
0%
1.024
Rezultat reportat
4.539
4.749
-4%
6.432
Total capitaluri proprii
22.180
22.851
-3%
25.021
Datorii
Datorii pe termen lung
Împrumuturi bancare
118
208
-43%
300
Datorii aferente contractelor de leasing
62
70
-11%
61
Venituri în avans
192
202
-5%
177
129
31 decembrie
31 decembrie
Variație
%
31 decembrie
2023
milioane RON
2025
2024
Datorii privind impozitul amânat
1.397
1.460
-4%
1.504
Datorii privind impozitul pe profit curent
8
8
0%
-
Beneficiile angajaților
140
129
9%
128
Provizioane
1.009
944
7%
837
Alte datorii
58
53
9%
8
Total datorii pe termen lung
2.984
3.074
-3%
3.016
Datorii curente
Împrumuturi bancare
96
93
3%
93
Datorii aferente contractelor de leasing
11
9
22%
5
Datorii comerciale
778
430
81%
408
Datorii aferente contractelor cu clienții
49
98
-50%
42
Datorii privind impozitul pe profit curent
182
60
203%
145
Venituri in avans
7
6
17%
6
Beneficiile angajaților
156
147
6%
100
Provizioane
104
82
27%
165
Taxa pentru producătorii de energie electrică
2
-100%
1
Alte datorii
146
125
17%
107
Total datorii curente
1.529
1.052
45%
1.072
Total datorii
4.513
4.125
9%
4.087
Total capitaluri proprii și datorii
26.693
26.977
-1%
29.109
Sursa: Hidroelectrica
Alte active imobilizate
Alte active imobilizate aflate în sold la 31 decembrie 2025 au crescut cu 35% la 373 milioane RON, de la
277 milioane RON la 31 decembrie 2024, creșterea fiind determinata in principal de avansurile plătite
pentru retehnologizările CHE Stejaru, CHE Vidraru si stații de pompe Lotru.
Creanțe comerciale
Soldul creanțelor comerciale au crescut cu 4%, la 1.698 milioane RON la 31 decembrie 2025 de la 1.634
milioane RON la 31 decembrie 2024. Creșterea este determinată de particularitățile trimestrului IV in
emiterea facturilor precum si a zilelor nebancare din luna decembrie.
Investiții in depozite
Soldul investițiilor în depozite a crescut cu 7%, la 3.731 milioane RON la 31 decembrie 2025 de la 3.476
milioane RON la 31 decembrie 2024. Această creștere a fost cauzată în principal de constituirea de depozite
pe termen mai mare de 3 luni, si prezentarea acestora ca si investiții in depozite in raport cu cele cu o
scadenta mai mica care sunt prezentate ca numerar si echivalente de numerar.
Împrumuturi bancare – porțiunea pe termen lung
Soldul împrumuturilor bancare a scăzut cu 43% la 118 milioane RON la 31 decembrie 2025 de la 208
milioane RON la 31 decembrie 2024. Această scădere se datorează rambursărilor de împrumuturi în euro
în sumă de 89 milioane echivalent RON în anul 2025.
130
Provizioane
Soldul provizioanelor pe termen lung a crescut cu 7% la 1.009 milioane RON la 31 decembrie 2025 de la
944 milioane RON la 31 decembrie 2024. Această creștere a fost cauzată în principal de actualizarea
provizioanelor pentru abandon în anul 2025.
Alte datorii pe termen lung
Soldul altor datorii pe termen lung nu au înregistrat modificări semnificative in decursul perioadei, soldul
acestora reprezentând garanții constituite de Asocierea Hidroconstrucția SA și Romelectro SA (constructori
utilizați pentru proiectul de investiții Bumbești-Livezeni) ȋn garanție ȋn conturile bancare, ca urmare a
neprelungirii scrisorilor de garanție.
Datorii comerciale
Soldul datoriilor comerciale a crescut cu 81%, la 778 milioane RON la 31 decembrie 2025, de la 430 milioane
RON la 31 decembrie 2024. Această creștere este determinata, în principal, de creșterea datoriilor către
furnizorii de imobilizări (107 mil RON Electromontaj si Prime Bateries), al datoriilor acumulate către
prosumatori (creștere cu 44 mil lei fata de 31 decembrie 2024), a achizițiilor mai mari de energie efectuate
in luna decembrie 2025 comparativ cu decembrie 2024 si care nu au fost achitate pana al 31 decembrie
2025. Un alt motiv al creșterii datoriilor cu furnizorii este creșterea achizițiilor in ultima parte a lunii
decembrie 2025 pentru care furnizorii nu au emis facturi pana la 31 decembrie 2025, fiind reflectate in
furnizori - facturi de primit.
Datorii privind impozitul pe profit curent
Soldul datoriilor privind impozitul pe profit curent a crescut cu 217% la 190 milioane RON la 31 decembrie
2025 de la 60 milioane RON la 31 decembrie 2024. Această creștere a fost cauzată în principal de rezultatele
mult mai bune obținute in trimestrul IV 2025 comparativ cu reducerea profitului brut în anul trimestrul IV
2024.
Beneficiile angajaților
Soldul beneficiilor angajaților pe termen scurt a crescut cu 6% la 156 milioane RON la 31 decembrie 2025
de la 147 milioane RON la 31 decembrie 2024. Aceasta creștere este, in principal, consecința majorărilor
salariale și creșterii numărului efectiv de salariați ai Grupului.
Provizioane
Soldul provizioanelor pe termen scurt a crescut cu 27% la 104 milioane RON la 31 decembrie 2025 de la 82
milioane RON la 31 decembrie 2024. Această creștere a fost generată, în principal, de creșterea porțiunii
curente a provizioanelor pentru litigii, pe baza estimărilor managementului, a valorii si datelor anticipate
de soluționare a acestora.
131
B. Conform situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
31 decembrie
31 decembrie
Variație
%
31 decembrie
2023
milioane RON
2025
2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale
19.399
19.816
2%
20.393
Imobilizări necorporale
67
54
59%
39
Numerar restricționat
23
-
100%
-
Investiții în obligațiuni corporative
-
-
-
353
Alte active imobilizate
374
68
35%
284
Total active imobilizate
19.863
19.938
1%
21.069
Active circulante
Stocuri
124
94
32%
71
Creanțe comerciale
1.698
1.634
4%
3.048
Investiții în depozite și titluri de stat
3.732
3.476
7%
4.349
Numerar și echivalente de numerar
1.188
1.582
-25%
408
Numerar restricționat
32
21
52%
101
Alte active circulante
65
232
172%
63
Total active circulante
6.839
7.039
0%
8.040
Total active
26.702
26.977
-1%
29.109
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social
4.498
4.498
0%
4.498
Ajustarea la inflație a capitalului social
1.029
1.029
0%
1.029
Patrimoniu public
45
45
0%
45
Rezerva din reevaluare
11.111
11.580
-4%
12.077
Alte rezerve
1.030
1.026
0%
1.024
Rezultat reportat
4.512
4.718
-4%
6.394
Total capitaluri proprii
22.225
22.896
-3%
25.067
Datorii
Datorii pe termen lung
Împrumuturi bancare
118
208
-43%
300
Datorii aferente contractelor de leasing
62
70
-12%
61
Venituri în avans
147
157
-6%
132
Datorii privind impozitul pe profit curent
8
8
-4%
-
Datorii privind impozitul amânat
1.397
1.460
9%
1.504
Beneficiile angajaților
140
129
7%
128
Provizioane
1.009
944
9%
837
Datorii comerciale
15
-
100%
-
Alte datorii
58
53
10%
8
Total datorii pe termen lung
2.953
3.029
-2%
2.971
Datorii curente
Împrumuturi bancare
95
93
2%
93
Datorii aferente contractelor de leasing
10
9
10%
5
Datorii comerciale
777
430
81%
408
Datorii aferente contractelor cu clienții
48
98
-51%
42
Datorii privind impozitul pe profit curent
181
60
199%
145
Venituri în avans
6
6
-9%
6
Beneficiile angajaților
113
105
8%
76
Provizioane
147
125
17%
189
132
31 decembrie
31 decembrie
Variație
%
31 decembrie
2023
milioane RON
2025
2024
Taxa pentru producătorii de energie electrică
-
2
-100%
1
Alte datorii
146
124
18%
107
Total datorii curente
1.523
1.052
45%
1.072
Total datorii
4.477
4.081
10%
4.043
Total capitaluri proprii și datorii
26.702
26.977
-1%
29.109
Sursa: Hidroelectrica
C. Conform situațiilor financiare individuale întocmite în conformitate cu OMFP 2844/2016
31 decembrie
31 decembrie
Variație
%
31 decembrie
2023
milioane RON
2025
2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale
19.293
19.686
2%
20.324
Imobilizări necorporale
48
36
59%
39
Investiții în filiale
315
315
0%
71
Numerar restricționat
23
-
100%
-
Investiții în obligațiuni corporative
-
-
-
353
Alte active imobilizate
472
67
35%
281
Total active imobilizate
20.152
20.105
1%
21.067
Active circulante
Stocuri
70
69
2%
61
Creanțe comerciale
1.698
1.633
4%
3.047
Investiții în depozite și titluri de stat
3.732
3.476
7%
4.349
Numerar și echivalente de numerar
816
1.357
-40%
378
Numerar restricționat
33
21
55%
101
Alte active circulante
58
230
167%
61
Total active circulante
6.406
6.785
-3%
7.998
Total active
26.558
26.890
-1%
29.065
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social
4.498
4.498
0%
4.498
Ajustarea la inflație a capitalului social
1.029
1.029
0%
1.029
Patrimoniu public
45
45
0%
45
Rezerva din reevaluare
11.089
11.555
-4%
12.048
Alte rezerve
1.018
1.018
0%
1.018
Rezultat reportat
4.432
4.671
-4%
6.399
Total capitaluri proprii
22.111
22.816
-3%
25.037
Datorii
Datorii pe termen lung
Împrumuturi bancare
118
208
-43%
300
Datorii aferente contractelor de leasing
62
70
-12%
61
Venituri în avans
147
156
-6%
131
Datorii privind impozitul pe profit curent
8
8
-4%
-
Datorii privind impozitul amânat
1.394
1.456
8%
1.498
133
31 decembrie
31 decembrie
Variație
%
31 decembrie
2023
milioane RON
2025
2024
Beneficiile angajaților
126
116
7%
121
Provizioane
1.009
944
9%
837
Datorii comerciale
15
1
100%
Alte datorii
55
55
0%
7
Total datorii pe termen lung
2.933
3.014
-3%
2.956
Datorii curente
Împrumuturi bancare
95
93
2%
93
Datorii aferente contractelor de leasing
10
9
10%
5
Datorii comerciale
819
475
72%
427
Datorii aferente contractelor cu clientii
48
98
-51%
42
Datorii privind impozitul pe profit curent
175
57
209%
145
Venituri in avans
6
6
-9%
6
Beneficiile angajaților
87
80
9%
62
Provizioane
146
124
18%
187
Taxa pentru producătorii de energie electrică
-
2
-100%
1
Alte datorii
127
115
11%
104
Total datorii curente
1.515
1.059
45%
1.072
Total datorii
4.447
4.073
43%
4.028
Total capitaluri proprii și datorii
26.558
26.890
-1%
29.065
Sursa: Hidroelectrica
134
8. Litigii
Litigii cu autoritățile fiscale
Expunere potențială: 64 milioane RON la 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroelectrica
Dosar nr. 638/2/2024 și dosar nr. 1962/2/2024
Obiectul dosarului: Anularea Deciziei de impunere nr. A-DAF 6890/11.05.2023
În anul 2022, taxa pentru producătorii de energie electrică a fost subiectul unor frecvente modificări în ceea
ce privește modul de calcul. Una dintre modificări a fost instituită prin Legea nr. 357/2022, care a fost
publicată la 16 decembrie 2022. Societa tea a aplicat prevederile legii începând cu 16 decembrie 2022.
Societatea a făcut obiectul unor controale fiscale privind taxa pentru producătorii de energie electrică de
către Direcția General ă Antifraudă Fiscala a ANAF. Conform procesului verbal întocmit în data de 11 aprilie
2023, organele fiscale au aplicat modificările introduse de lege retroactiv începând cu 1 septembrie 2022
si, prin urmare, au calculat impozit suplimentar în valoare de 62 milioane RON.
În data de 28 aprilie 2023 Societatea a primit o decizie de impunere pentru suma de 62 milioane RON.
Grupul a contestat Decizia de impunere, această contestație fiind respinsă de către Direcția Generală de
Soluționare a Contestațiilor din cadrul Ministerului Finanțelor.
Societatea a argumentat prin cererea de chemare în judecată că modificările succesive ale actelor
normative cu privire la metodologia de calcul a taxei pentru producătorii de energie electrică nu pot avea
aplicabilitate decât pentru viitor, începând cu data publicării modificării actelor normative și nu retroactiv,
așa cum au considerat autoritățile fiscale.
In data de 17 decembrie 2024 instanța a pronunțat o hotărâre favorabilă Hidroelectrica prin care a anulat
decizia de soluționare a contestației si decizia de impunere si a dispus restituirea către reclamantă a sumei
de 62 milioane RON.
În data de 7 august 2023 Societatea a primit o decizie referitoare la obligații-accesorii în sumă de 1,6
milioane RON în conformitate cu Decizia de impunere menționată anterior. Grupul a contestat și această
decizie, constituindu-se dosarul nr. 1962/2/2024. Acesta este suspendat pana la soluționarea definitivă a
dosarului nr.638/2/2024. În raport cu hotărârea pronunțată in Dosarul 638/2/2024, Grupul apreciază ca si
litigiul care face obiectul Dosarului 1962/2/2024 va fi soluționat favorabil.
Litigii cu Hidroconstrucția SA
1. Expunere potențială: 99 milioane RON la 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroconstrucția SA
Dosar nr. 12257/3/2022
Obiectul dosarului: Rezilierea Contractului nr. 672/1989 privind Amenajarea hidroenergetică complexă a
râului Olt pe sectorul Făgăraș-Hoghiz; daune-interese.
Hidroconstrucția SA a formulat pretenții în sumă de 99 milioane RON constând în profituri nerealizate ca
urmare a suspendării de către Hidroelectrica a lucrărilor de construcții aferente proiectului de investiții
135
Făgăraș Hoghiz. De asemenea, Hidroconstrucția a solicitat instanței să dispună rezilierea contractului
aferent.
În ianuarie 2023, instanța a pronunțat o hotărâre în favoarea Societății, prin care a respins pretențiile
Hidroconstrucția ca inadmisibile. Această hotărâre a fost contestată de Hidroconstrucția SA.
La data de 12 octombrie 2023, instanța de apel a anulat sentința primei instanțe și a dispus judecare pe
fond a cauzei. La data de 14 decembrie 2023, instanța de apel a dispus efectuarea unei expertize de
specialitate, următorul termen de judecată fiind la 10 aprilie 2025.
În baza analizei juridice asupra pretențiilor formulate de către Hidroconstrucția, Conducerea consideră
cererea de chemare în judecată neîntemeiată. Pe baza aspectelor prezentate, Conducerea estimează că
litigiul va fi soluționat în favoarea Grupului și, în consecință, nu este probabilă o ieșire de resurse.
2. Expunere potențială: 33 milioane RON la 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroconstrucția SA
Dosar nr. 44443/3/2016, în prezent dosar nr. 11314/3/2021
Obiectul dosarului: Pretenții - contravaloarea costurilor generate de sistarea lucrărilor de construcție
aferente unor proiecte de investiții în curs de execuție
Hidroconstrucția SA pretinde recuperarea costurilor generate de suspendarea lucrărilor de construcții
efectuate înaintea intrării în insolvență a Hidroelectrica. Grupul susține că astfel de pretenții nu au temei,
având în vedere procesul de insolvență al Hidroelectrica și faptul că reclamanta și-a pierdut dreptul la
pretenții, deoarece nu le-a înregistrat în tabelul creditorilor.
În martie 2018, prima instanță a respins pretențiile Hidroconstrucția SA. Această hotărâre a fost contestată
de Hidroconstrucția SA. Grupul a contestat, de asemenea, hotărârea, deoarece prevedea taxe
administrative în sarcina Hidroelectrica.
În aprilie 2019, Curtea de Apel a trimis cauza primei instanțe pentru rejudecare. Dosarul a fost redeschis de
prima instanță (dosarul nr. 11314/3/2021).
În aprilie 2022, instanța a dispus întocmirea unui raport de expertiză în construcții hidrotehnice și a unui
raport de expertiză contabilă de către experți independenți. În prezent, rapoartele de expertiză sunt în curs
de întocmire, următorul termen fiind 1 aprilie 2025.
Pe baza hotărârii inițiale a primei instanțe, conducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea
Grupului și, în consecință, nu este probabilă o ieșire de resurse.
136
Litigii privind investițiile complexe
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
1
AHE
LIVEZENI
BUMBEȘTI
Dosarul nr.
40314/3/2013**
Contractul de execuție
nr. 21DI/26.01.2004
privind realizarea
obiecvului de
invesții Amenajarea
hidroenergeca a
râului Jiu pe sectorul
Livezeni-Bumbeș
Curtea de
Apel
Bucureș
08.05.2026
Hidroelectrica
S.A.
Asocierea
Romelectro S.A.,
Hidroconstrucția
S.A. si ISPH Project
Development S.A.
Dosarul nr.
653/33/2025
Suspendare acord de
mediu nr.
2/17.06.2025 până la
pronunțarea instanței
de fond în dosarul
nr.805/33/2025
Curtea de
Apel Cluj
Amânare
pronunțare
20.03.2026
MMAP
Hidroelectrica
SA
Asociația
Bankwatch
Romania-Filiala
Cluj
Dosar nr.
805/33/2025
Anulare acord de
mediu nr.
2/17.06.2025
Curtea de
Apel Alba
Iulia
18.03.2026
MMAP
Hidroelectrica
SA
Asociația
Bankwatch
Romania- Filiala
Cluj
Dosarul nr.
958/33/2025
Suspendare acord de
mediu nr.
2/17.06.2025 până la
soluționarea denivă
a dosarului
nr.805/33/2025
Curtea de
Apel Cluj
16.03.2026
MMAP
Hidroelectrica
S.A.
Asociația
Bankwatch
Romania- Filiala
Cluj
Dosarul nr.
1004/42/2025
Suspendare si anulare
acord de mediu nr.
2/17.06.2025
Curtea de
Apel Ploieș
Termen de
judecată: încă
nu a fost xat
MMAP
Hidroelectrica
S.A.
Asociația Ecolegal
Dosarul
nr.72/1/2026
Cerere de strămutare
dosar 958/33/2025
ICCJ
12.02.2026-
admite cererea
de strămutare si
strămută
judecarea
cauzei la Curtea
de Apel Alba
Iulia
Asociația
Bankwatch
Romania- Filiala
Cluj, MMAP
Hidroelectrica SA
137
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
2
AHE
RĂSTOLIȚA
Dosarul nr.
476/289/2023
Anulare tlu de
proprietate nr.
12968/28.10.2022
emis in favoarea lui
Bany Josika Imre
Laszlo
Judecătoria
Reghin
Instanța a
dispus
suspendarea
dosarului până
la judecarea
denivă a
dosarului nr.
3584/289/202
0, (NB: dosarul
3584/289/202
0 face obiectul
prezentului
Raport)
Bany Eva
Maria
Rozalia Helena
Johana
Bany Josika
Imre laszlo
Comisia Locala
pentru Stabilirea
Dreptului de
Proprietate
privata asupra
terenurilor
Răstolița
Comisia locala
pentru stabilirea
dreptului de
proprietate
privata asupra
terenurilor
Vătava
Comisia
județeana
pentru stabilirea
dreptului de
proprietate
privata asupra
terenurilor
Mureș
Hidroelectrica S.A.
Dosarul
nr.5945/2/2022
Anularea in parte a HG
nr.1284/2007 si HG
nr.1143/2007
Curtea de
Apel
Bucureș
La data de
12.06.2025,
Curtea de Apel
Bucureș a
respins acțiunea
promovata de
Hidroelectrica.
Așteptam
comunicarea
sennței Curții
de Apel
Bucureș, in
vederea
formulării cererii
de recurs.
Hotărârea nu a
fost comunicata
pana in prezent.
Guvernul
României prin
Secretariatul
General al
Guvernului
intervenient:
MMAP
Hidroelectrica S.A.
138
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
Dosarul nr.
3584/289/2020
Anulare Proces verbal
de punere in posesie
emis in favoarea lui
Bany Josika Imre
Laszlo
Tribunalul
Mureș
S-a formulat
apel la data de
22.08.2025,
stabilindu-se
termen de
judecata
22.09.2026.
Bany Josika
Imre Laszlo
Comisia locala
pentru stabilirea
dreptului de
proprietate
privata asupra
terenurilor
Răstolița
Comisia locala
pentru stabilirea
dreptului de
proprietate
privata asupra
terenurilor
Vătava
Comisia
județeană
pentru stabilirea
dreptului de
proprietate
privata asupra
terenurilor
Mureș
Primarul
comunei
Răstolița
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
454/117/2025
Anulare Acord de
mediu nr. 6/2024 emis
pentru AHE Răstolița
Tribunalul
Cluj
19.05.2026
Agenția de
protecția
mediului Mureș
Hidroelectrica
S.A.
Administrația
Parcul Național
Călimani
Agenția
Națională
pentru arii
naturale
protejate
Administrația
Națională Apele
Române-
Administrația
Bazinală de apă
Mureș
Asociația Declic,
Asociația
Bankwatch
România-Filiala
Cluj
Dosarul nr.
365/33/2025
Suspendare efecte HG
nr.327/2025 privind
Curtea de
Apel Cluj
La termenul de
judecată din
Guvernul
României
Asociația Declic
139
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
aprobarea scoaterii
denive din fondul
foreser național a
terenului în suprafață
de 37,5263 ha, de
către Societatea de
Producere a Energiei
Electrice în
Hidrocentrale
"Hidroelectrica" - S.A.,
pentru realizarea
lucrării de ulitate
publică de interes
național "Amenajarea
Hidroenergecă
Răstolița"
11.08.2025
instanța a dispus
suspendarea
cauzei pană la
soluționarea
denivă a
dosarului
nr.552/33/2025.
MMAP
Intervenient
accesoriu:
Hidroelectrica
Dosarul nr.
2176/117/2025
Constatarea caducității
Autorizației de
construire nr.304/1990
si a inexistenței Anexei
nr.6703/1997, oprirea
denivă a lucrărilor la
AHE Răstolița.
Tribunalul
Cluj
02.04.2026
Președintele CJ
Mureș
UAT Mureș
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic,
Asociația
Bankwatch
România-Filiala
Cluj
Dosarul nr.
552/33/2025
1. Suspendarea HG
nr.327/2025 până la
soluționarea denivă
a dosarului întemeiată
pe dispozițiile art.15
din Legea nr.554/2004;
2. Cererea de anulare
a HG nr.327/2025;
3. Obligarea
Hidroelectrica la
restabilirea situației
anterioare, respecv la
reîmpădurirea
suprafeței defrișate pe
propria cheltuială,
precum și luarea
tuturor măsurilor
tehnice și
administrave
necesare pentru
readucerea terenului
afectat la starea sa
naturală anterioară
Curtea de
Apel Cluj
La data de
05.12.2025 s-a
dispus
suspendarea
cauzei pana la
soluționarea
deniva a
dosarului nr.
454/117/2025
având ca obiect
anulare acord
de mediu emis
pentru Răstolița
Guvernul
României
MMAP
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic,
Asociația
Bankwatch
România-Filiala
Cluj
140
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
Dosarul
nr.552/33/2025/
a1
Recurs împotriva
hotărârii de
suspendare a efectelor
HG nr.327/2025
ICCJ
20.05.2026
Guvernul
României
MMAP
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic
Asociația
Bankwatch
România-Filiala
Cluj
Dosarul
97/33/2026
Cerere de revizuire
împotriva Deciziei nr.
972/2025, pronunțată
in dosarul
3053/117/2025, prin
care a fost respinsa
cererea de emitere a
unei ordonanțe
președințiale de oprire
a lucrărilor ”rest de
executat” la
Amenajarea
Hidroenergecă
Răstolița până la
soluționarea denivă
a dosarului nr.
2176/117/2025
Curtea de
Apel Cluj
30.03.2026
Președintele CJ
Mureș
UAT Mureș
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic
Asociația
Bankwatch
România-Filiala
Cluj
Dosar nr.
277/1/2026
Cerere strămutare
dosar 97/33/2026
ICCJ
24.03.2026
Asociația Declic
Asociația
Bankwatch
România-Filiala
Cluj,
Președintele CJ
Mureș, UAT
Mures,
Ministerul
Energiei
Hidroelectrica SA
3
AHE
COSMEȘTI-
MOVILENI
Dosarul nr.
17808/3/2019*
Anularea in parte a
Autorizației de
gospodărire a apelor
nr. 223/11.09.2018
privind ,,Amenajarea
Hidroenergeca
Movileni-Lacul de
acumulare Movileni’’,
județul Vrancea, si
înlăturării din Capitolul
„Titularul autorizației
este obligat” a
obligației privind :
(i). Pct. 8 : „Sa ia
măsuri de asigurare a
igienizării suprafeței
Curtea de
Apel
Bucureș
La data de
19.01.2026
instanța a
respins cererea
de chemare in
judecata
formulata de
Hidroelectrica
prin care am
solicitat
anularea
obligației de
igienizare luciu
de apa. Cu
recurs în termen
ABA Siret
Hidroelectrica S.A.
141
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
luciului de apa și de
curățire de plutori
prin colectarea și
transportul acestora în
locuri special
amenajate.”.
de 15 zile de la
comunicare.
Hotărârea nu a
fost încă
redactată și
comunicată
parților
4
AHE
SURDUC
SIRIU
Dosarul nr.
3757/117/2022
Refuz soluționare
cerere emitere
autorizație demolare
lucrări
Tribunalul
Cluj
A fost formulat
recurs la data de
23.12.2025,
dosarul urmând
a  transmis
spre soluționare
Curții de Apel
Cluj.
Președintele CJ
Covasna
Județul Covasna
prin
Președintele CJ
Covasna
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic
Dosarul nr.
4715/117/2025
Ordonanță
președințială sistare
lucrări AHE Surduc
Siriu
Tribunalul
Cluj
18.03.2026
Președintele CJ
Covasna
Judetul Covasna
prin
Președintele CJ
Covasna
Hidroelectrica
S.A.
Primarul
Comunei Zagon
Asociația Declic
Dosarul nr.
158/117/2026
Constatarea
inexistentei/anularea/
constatarea caducității
Autorizației de
construire nr.
73/01.07.2024 și
oprirea lucrărilor până
la intrarea în legalitate
Tribunalul
Cluj
Termen de
judecată: încă
nu a fost xat
Președintele CJ
Buzău
Județul Buzău
prin
Președintele CJ
Buzău
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic
Dosarul nr.
209/117/2026
Suspendarea efectelor
Autorizației de
construire nr.
73/01.07.2024 pana la
soluționarea deniva
a dosarului nr.
158/117/2026; în
subsidiar, oprirea
lucrărilor de aducțiune
Surduc Nehoiasu pana
la soluționarea
dosarului nr.
158/117/2026
Tribunalul
Cluj
26.03.2026
Președintele CJ
Buzău
Județul Buzău
prin
Președintele CJ
Buzău
Hidroelectrica
SA
Asociația Declic
142
Sursa: Hidroelectrica
NR
CRT.
OBIECTIV
INVESTII
NUMARUL
DOSARULUI
OBIECTUL DOSARULUI
INSTANTA
DE
JUDECATA
URMATORUL
TERMEN DE
JUDECATA
PARTI IN DOSAR
PARAT
RECLAMANT
5
AHE
CERNA -
BELARECA
Dosarul nr.
6710/208/2025
Revendicare imobiliara
Judecătoria
Caransebeș
17.09.2026 ora
11
Vișescu Ion
Vișescu Ioana
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
6711/208/2025
Revendicare imobiliara
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
Sorescu Lazar
Sorescu
Veronica
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
6712/208/2025
Revendicare imobiliara
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
Caniceanu
Daniela
Caniceanu
Grigore
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
7077/208/2025
Acțiune în constatare
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
UAT Comuna
Cornereva
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
7078/208/2025
Revendicare imobiliară
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
Rădoi Ana
Iusna
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
7079/208/2025
Revendicare imobiliară
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
Bugărin Ana
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
7080/208/2025
Revendicare imobiliară
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
Rădoi Ion
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
7081/208/2025
Revendicare imobiliară
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
Marcu Ana
Hidroelectrica S.A.
Dosarul nr.
7082/208/2025
Acțiune în constatare
Judecătoria
Caransebeș
Termen: încă nu
a fost xat
ANAR
Statul Român
Ministerul
Finanțelor
Publice
Hidroelectrica S.A.
143
9. Managementul Riscurilor
Context geopolitic si economic global
In 2025–2026, riscul economic este dominat de incertitudine geopolitică, reconfigurări de lanțuri de
aprovizionare si volatilitate pe piețele de materii prime/energie. FMI proiectează încetinirea graduală a
creșterii globale in 2025–2026, ceea ce amplifica riscul de cerere și presiunea pe disciplina de plată în
economie. (IMF WEO, oct. 2025).
Romania: context macro, fiscal si financiar
INS indică o creștere anuala modesta a PIB în 2025, cu deteriorare spre final de an în termeni trimestriali;
în paralel, BNR descrie un mediu extern cu incertitudine ridicată și o redresare globală lentă/inegală.
Implicația pentru companie este creșterea riscului de contrapartidă și de neîncasare în segmentele sensibile
la șocuri macro. (INS; BNR – Raport asupra inflației, nov. 2025).
Sector energetic: Europa și Romania
La nivel european, ENTSO‑E arată pentru iarna 2025–2026 o adecvare în general favorabilă, dar subliniază
riscuri în scenarii adverse (frig + indisponibilități) și o tendința structurală de creștere RES și scădere a
ponderii convenționalului. Acest mix crește importanț a flexibilității și a echilibrării. (ENTSO‑E WOR 2025–
2026).
În România, rolul hidro rămâne critic pentru servicii de sistem și acoperirea vârfurilor, însă dependența de
hidrologie și de regimul de precipitații face ca riscul fizic climatic să fie direct transferat în riscul de piață
(preț/volum) ș i în riscul de furnizare (necesar de achiziții).
Hidroelectrica: transmiterea riscurilor macro in riscuri concrete de companie
Pentru Hidroelectrica, canalele principale de transmitere sunt:
(i) hidrologie care influențează producția cu efecte vizibile în achiziția de energie din piață;
(ii) reglementare/legislație cu implicare asupra costurilor de conformare ș i constrângeri
operaționale;
(iii) geopolitic, duce la o volatilitate a preturilor/credit si risc de insolventa în lanțul economic.
Indicatorii operaționali preliminari pentru 2025 confirma sensibilitatea la hidrologie: producția neta a
scăzut fata de 2024, iar achizițiile din piață au crescut semnificativ pentru acoperirea portofoliului de
furnizare. (BVB – Indicatori operaționali 2025, feb. 2026).
Această secțiune contextualizează riscurile detaliate mai jos: fiecare risc este tratat din perspectiva cauzelor
(macro/sector/operațional), a efectelor si a masurilor de control cu impact măsurabil.
Perspective 2026 – riscuri emergente si programe de tartare
Riscuri emergente (2026):
• Persistenț a/creșterea riscului hidrologic (seceta) și impact asupra producției, achizițiilor și marjelor.
• Creșterea intensității atacurilor cibernetice asupra sectorului energetic (inclusiv lanț de furnizori) și
amplificarea riscului de compromitere a identității digitale.
• Presiune crescută de conformitate (protecția datelor, protecția consumatorului, cerințe de
transparenta/raportare) și risc reputațional asociat.
144
Masuri strategice recomandate (2026):
• Program IAM & cyber hygiene: MFA obligatoriu, recertificare periodica a accesului, management
licențe/endpoint security, backup testat ș i exerciții de răspuns.
• Program de calitate a datelor si conformitate: controale end-to-end pe facturare/raportare,
DPIA/registre GDPR, audit intern tematic si remediere.
• Program de reziliență la variabilitatea producției: scenarii hidrologice, optimizarea portofoliului,
investiții/integrare în capacități de echilibrare și flexibilitate.
• Risc de continuitate operațională la indisponibilitate majoră de centrale (avarie neprevăzută, fortuită)
— cu scenarii de impact pe obligațiile de furnizare si PPA.
• Risc de aprovizionare (supply chain) pentru echipamente critice (transformatoare, turbine, piese de
schimb greu de procurat) — relevant in contextul tensiunilor geopolitice si al termenelor lungi de
livrare.
• Risc reglementar privind schimbarea mecanismelor de piață (plafonare preturi, taxe noi, modificări
OUG) — cu impact direct pe cash-flow si predictibilitate financiara.
Perspective de viitor – sectorul energetic si Hidroelectrica (2026–2030)
Analiza riscurilor prezente nu poate fi disociata de contextul transformărilor structurale pe care sectorul
energetic european si romanesc le traversează. Orizontul 2026–2030 este marcat de trei forte
concomitente: accelerarea tranziției energetice impuse de Fit for 55 si REPowerEU, volatilitatea crescuta a
preturilor in urma restructurării fluxurilor de gaze naturale post-2022, și presiunea crescândă a
evenimentelor climatice extreme asupra resurselor hidrologice. Pentru Hidroelectrica, aceste forte
generează atât oportunități semnificative, cat si riscuri noi care trebuie integrate proactiv in cadrul ERM.
Contextul sectorial european: tranziție, securitate energetica si decarbonizare
Uniunea Europeana își menține obiectivul de 42,5% energie din surse regenerabile până în 2030 (Directiva
RED III, revizuită 2023), cu o țintă indicativă de 45%. In acest cadru, hidro–energia flexibila devine un “activ
strategic” de echilibrare, cu un rol amplificat pe măsură ce ponderea eolianului și fotovoltaicului
intermitent crește. IEA estima în Electricity 2025 c ă cererea globala de energie electrică va crește cu circa
4% anual până în 2026, alimentată în principal de AI/centre de date, electrificarea transportului și a
încălzirii. În Romania, PNIESC revizuit (2024–2025) vizează instalarea a 5 GW fotovoltaic și 3 GW eolian nou
până în 2030, ceea ce va intensifica nevoia de flexibilitate și stocare – nisa în care Hidroelectrica deține
avantaj competitiv intrinsec.
Pe piețele angro, preturile spot și forward rămân volatile în contextul reconfigurării surselor de
aprovizionare cu gaze, al intervențiilor reglementate (price cap, CfD) din mai multe state membre, si al
ciclicității hidrologice. Studiile ACER 2024–2025 indică o posibilă convergență parțială a prețurilor în zona
60–90 EUR/MWh ca nivel de echilibru pe termen mediu, cu episoade de volatilitate extreme asociate
valurilor de căldura si secetelor. In acest context, strategia de hedging si managementul portofoliului
contractual devin factori critici de performanta financiara.
Riscuri ș i oportunități specifice pentru Hidroelectrica
Hidroelectrica intra în orizontul 2026–2030 cu o poziție competitivă solidă – cel mai mare producător de
energie electrică din Romania, cu un parc de producție complet amortizat și costuri variabile structural
reduse – dar și cu vulnerabilități structurale care trebuie adresate strategic:
• Risc hidrologic amplificat: Schimbările climatice modifică distribuția sezonieră a precipitațiilor și topirea
zăpezilor, cu impact direct asupra debitelor bazinale. Scenariile IPCC AR6 pentru bazinul Carpatic indică
o creștere a frecvenței perioadelor de secetă hidrologică și o compresie a sezonului de viitură.
145
Hidroelectrica trebuie s ă își actualizeze modelele de prognoza hidrologica si sa calibreze limitele de risc
de producție în consecință.
• Oportunitate de pompe-acumulare si BESS: Tehnologia pompelor reversibile (PSH) si sistemele de
stocare prin baterii (BESS) reprezintă vectorul de creștere cu cel mai ridicat potențial. Propunerea de
Regulament privind Piața de Electricitate (2024) si mecanismul de capacitate din Romania (in
implementare) creează cadrul economic pentru a remunera flexibilitatea. Investiția în noi capacități
PSH (ex. proiectul Tarnița–Lăpuștești) ar putea deveni bancabilă în orizontul 2027–2029 dacă
mecanismul de capacitate este calibrat corespunzător.
• Riscul de reglementare si plafonare: Intervențiile temporare de tip windfall tax si plafonarea preturilor
(OUG 27/2022 si succesoarele sale) au redus predictibilitatea veniturilor. Deși masurile din 2022–2024
au fost parțial relaxate, riscul re-activării lor în perioade de preț ridicat rămâne semnificativ și trebuie
inclus ca scenariu explicit in planificarea financiara pe termen mediu.
• Tranziția digitala și securitatea cibernetică: Integrarea SCADA/OT cu sistemele IT corporative, adopția
cloud și implementarea soluțiilor predictive de mentenanță (AI/ML) expun infrastructura critica la un
perimetru de atac extins. Directiva NIS2 (transpusa prin Legea 58/2023) impune un standard de
securitate si de guvernanta a incidentelor aliniat cu nivelul de risc sistemic al unui operator de
infrastructura critica de tip “essential entity”.
• Riscul de capital uman si succesiune: Deficitul de specialiști în hidro-energetică, automatica si securitate
cibernetica se accentuează la nivel național. In contextul planurilor de modernizare și al cerințelor de
conformitate NIS2/GDPR, atragerea și retenția competentelor critice devine un risc operațional de prim
rang, care necesit ă programe structurate de succession planning si parteneriate academice.
Direcții strategice recomandate pentru orizontul 2026–2030
În lumina contextului sectorial si a vulnerabilităților identificate în prezentul raport, următoarele direcții
strategice sunt recomandate spre dezbatere la nivelul Directoratului și Consiliului de Supraveghere:
• Actualizarea apetitului de risc și a cadrului ERM pentru a reflecta explicit dimensiunile climatice,
cibernetice și de conformitate NIS2, cu indicatori de monitorizare trimestrială raportați către Consiliu.
• Dezvoltarea unui program de investiții în flexibilitate și stocare, cu prioritizarea proiectelor PSH si a
serviciilor de sistem (reglaj primar/secundar), valorificând mecanismul de capacitate și fondurile
europene (FRR, CEF Energy).
• Implementarea unui cadru integrat de securitate cibernetica OT/IT conform NIS2, cu numirea formala
a unui CISO cu autoritate transversala, buget dedicat si raportare directa catre Directorat.
• Consolidarea capabilităților de prognoză hidrologică printr-un parteneriat cu INHGA și adopția
modelelor climatice de înaltă rezoluție pentru planificarea operațională pe orizont 3–5 ani.
• Elaborarea unui plan de conformitate GDPR+NIS2 cu ținte clare, audit extern în T1 2026 și măsuri de
remediere finalizate până în T3 2026, inclusiv actualizarea DPIA pentru sistemele SCADA cu date
personale.
Hidroelectrica se află într-un moment de inflexiune strategica: avantajele competitive istorice –
infrastructura hidro integral amortizata, costuri de producție reduse, poziție dominantă pe piața de
echilibrare – rămân valabile, dar devin insuficiente în absența unei adaptări active la noua arhitectură a
piotei de energie și la cerințele de conformitate crescute. Companiile de utilitate care vor performa în
deceniul 2026–2035 vor fi cele care combină excelenta operațională tradițională cu reziliență cibernetică,
agilitate în faț a schimbărilor climatice și capacitate de a mobiliza finanțare pentru tranziția la un mix
energetic flexibil. Managementul riscurilor, așa cum este construit în prezentul raport, reprezintă
infrastructura de decizie necesară pentru a naviga această tranziție în mod controlat și transparent față de
toți stakeholderii.
146
10. Evenimente ulterioare
În data de 23 decembrie 2025, Directoratul Hidroelectrica a convocat AGEA pentru data de 27 ianuarie
2026. Toate punctele pe ordinea de zi au fost aprobate la data ședinței de către acționarii societății, cu
majoritatea voturilor exprimate. Mai multe informații privind punctele pe ordinea de zi a ședinței, supuse
aprobării, pot fi consultate la capitolul Evenimente cheie.
În data de 22 ianuarie 2026 a fost publicat Calendarul financiar 2026.
În data de 19 februarie 2026 Hidroelectrica anunța semnarea contractului pentru realizarea la cheie a
proiectului „Parc fotovoltaic Tara Hațegului”, un nou pas strategic în direcția diversificării portofoliului de
producție și consolidării poziției companiei pe piața energiei regenerabile.
Contractul, în valoare de 24 milioane RON fără TVA, a fost atribuit în urma unei proceduri de licitație
deschisa, la care au fost depuse patru oferte. În urma evaluării acestora, a fost declarată câștigătoare oferta
depusă de asocierea ELECTRO-ALFA INTERNATIONAL S.A. și GENERAL ME.EL ELECTRIC S.R.L., în care
ELECTRO-ALFA INTERNATIONAL S.A. are calitatea de lider de asociere. Proiectul prevede dezvoltarea unui
parc fotovoltaic cu o putere instalată de 8,9 MWp și cu o producție medie estimată la aproximativ 11
GWh/an. Investiția va contribui la creșterea capacității de producție din surse regenerabile, la reducerea
emisiilor de carbon si la susținerea obiectivelor naționale si europene privind tranziția energetica.
Proiectul va fi realizat la cheie si va include activități de proiectare, furnizare echipamente, execuție lucrări,
testare, punere în funcțiune si asistenta tehnica pe perioada de garanție. Durata contractului este de 12
luni din care 2 luni va fi etapa de proiectare și 10 luni va dura execuția.
În data de 26 februarie 2026 au fost publicate Rezultatele financiare preliminare 2025.
147
11. Declaraț ia privind Durabilitatea
Cuprins
PREZENTĂRI DE INFORMAȚII CU CARACTER GENERAL................................................................148
SCHIMBĂRILE CLIMATICE...........................................................................................................175
TAXONOMIA UE .................................................................................................................... 192
BIODIVERSITATEA ȘI ECOSISTEMELE ....................................................................................... 199
FORȚA DE MUNCĂ PROPRIE ................................................................................................... 220
COMUNITĂȚILE AFECTATE ..................................................................................................... 242
CONSUMATORII ȘI UTILIZATORII FINALI ................................................................................. 249
CONDUITA PROFESIONALĂ .................................................................................................... 264
ANEXE ................................................................................................................................... 280
148
PREZENTĂRI DE INFORMAȚII CU CARACTER GENERAL
ESRS 2
Bazele întocmirii
Baza generală pentru întocmirea declarației privind sustenabilitatea
BP-1
Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica S.A., (denumită în continuare
„Hidroelectrica SA” sau „Societatea”) și filialele pe care le deține integral - Societatea de Servicii
Hidroenergetice Hidroserv SA (denumită în continuare „Hidroserv”) și Uzina de Construcții Mașini
Hidroenergetice SRL (denumită în continuare „UCMH”) - alcătuiesc Grupul Hidroelectrica (denumit în
continuare „Grupul”). Activitatea entităților Grupului se desfășoară în România.
Prezenta Declarație de Durabilitate (Raport de Sustenabilitate) este întocmită în conformitate cu
Standardele Europene de Raportare a Sustenabilității (ESRS), așa cum sunt prevăzute în Anexa 1 la
Regulamentul Delegat (UE) 2023/2772 din 31 iulie 2023, care completează Directiva 2013/34/UE a
Parlamentului European și a Consiliului, transpusă în legislația locală prin Ordinul Ministerului de Finanțe
nr. 85/2025. Anul 2025 reprezintă al doilea an de raportare al Grupului Hidroelectrica realizat în
conformitate cu cerințele ESRS.
Declarația de Sustenabilitate a fost întocmită pe bază consolidată, acoperind perioada de raportare 1
ianuarie – 31 decembrie 2025, aliniată cu perioada de raportare financiară.
Perimetrul de consolidare al Declarației de Sustenabilitate este același cu cel al situațiilor financiare
consolidate.
Declarația de Sustenabilitate nu se limitează doar la operațiunile proprii ale Grupului, ci include și informații
relevante din lanțul valoric, atât din amonte, cât și din aval. Analiza de dublă materialitate a cuprins
evaluarea impacturilor, riscurilor și oportunităților asociate operațiunilor proprii, produselor și serviciilor,
precum și relațiilor de afaceri ale Grupului. Politicile, acțiunile și țintele de sustenabilitate acoperă
operațiunile proprii.
Grupul nu a utilizat exceptarea de la prezentarea informațiilor privind evoluțiile iminente sau aspectele în
curs de negociere, conform prevederilor articolului 19a alineatul (3) și articolului 29a alineatul (3) din
Directiva 2013/34/UE.
Grupul nu a utilizat opțiunea de a omite o anumită informație care corespunde proprietății intelectuale,
know-how-ului sau rezultatelor inovării.
149
Prezentări de informații în legătură cu circumstanțe specifice
BP-2
Pentru întocmirea Declarației de Sustenabilitate, Grupul a utilizat orizonturile de timp pe termen scurt,
mediu sau lung, așa cum sunt definite în cadrul ESRS 1 secțiunea 6.4 astfel: orizontul de timp pe termen
scurt este considerat un an, cel pe termen mediu până la 5 ani, iar cel pe termen lung peste 5 ani.
În ceea ce privește sursele utilizate pentru estimări și incertitudinea rezultatelor, Grupul Hidroelectrica
recunoaște incertitudinile asociate estimărilor, în special în ce privește incertitudinile inerente
semnificative referitoarea la determinarea emisiilor de gaze cu efect de seră generate atât de incertitudini
științifice, cât și de estimare, cum ar fi cele referitoarea la factorii de emisii, care sunt utilizați în modelele
matematice de estimare a emisiilor. Acolo unde a fost cazul, au fost prezentate ipotezele și raționamentele
utilizate pentru efectuarea estimărilor în determinarea indicatorilor cantitativi.
Pentru prezentarea indicatorilor de mediu prezentați în ESRS E1 – Schimbările climatice, au fost utilizate
metodologiile prevăzute de cadrul legislativ național aplicabil și de cerințele standardelor ESRS.
Pentru prezentarea datelor referitoare la emisiile de gaze cu efect de seră, toate ipotezele, aproximările și
raționamentele utilizate în situațiile în care nu au fost disponibile date directe sunt descrise în mod detaliat
în capitolul ESRS E1 – Schimbările climatice și sunt conforme cu metodologia GHG Protocol.
Datele comparative prezentate sunt aferente anului 2024, primul an de raportare conform ESRS, care este
considerat an de referință.
În ceea ce privește aspectele de mediu, calitate, precum și sănătatea și securitatea în muncă, la nivelul
fiecărei entități din cadrul Grupului, au fost adoptate politici specifice Sistemului de Management Integrat.
Prezentarea informațiilor suplimentare care decurg din alte acte legislative este inclusă în raport acolo unde
este relevant, iar trimiterile către documente suplimentare sau standarde tematice sunt menționate pentru
a asigura un context complet.
Standardele aplicabile și legislația specifică domeniului de activitate al Grupului sunt prezentate în textul
raportului, acolo unde este cazul, inclusiv prin trimiterile către documente suplimentare sau trimiterile
către informații prezentate în alte standarde tematice.
Pentru anul 2025 au fost raportate cerințele aplicabile pentru al doilea an de raportare, aplicarea
dispozițiilor de implementare graduală, conform Anexei C a ESRS 1 care stabilește cerințele de raportare
introduse treptat. Deși Actul Delegat „Quick-x” prevede amânarea raportării anumitor informații pentru
unele standarde, Grupul a inclus în prezentul raport toate datele prezentate în anul de referință 2024.
În conformitate cu lista cerințelor de prezentare a informațiilor care fac obiectul introducerii treptate
(phase-in) și cu prevederile Actului delegat „Quick-x”, cerințele aferente ESRS S1-7, S1-11, S1-13, S1-15 și
E1-9 nu au fost raportate pentru perioada curentă.
Modicări în elaborarea sau prezentarea informațiilor privind durabilitatea
Pentru S1-16 Indicatori privind remunerația (diferența de remunerare și remunerația totală), compania a
revizuit modul de calcul iar indicatorii aferenți perioadei de raportare 2024 au fost recalculați.
Pentru E1-6 Indicatori privind Emisiile brute de GES de categoriile 1, 2, 3 și emisiile totale de GES, compania
a revizuit modul de calcul pentru Scop 3 categoriile 3.3 și 3.9 iar indicatorii aferenți perioadei de raportare
2024 au fost recalculați.
150
Rolul organelor de administrație, de conducere și de supraveghere
GOV-1
Hidroelectrica SA este administrată într-un sistem dualist, de către un Directorat format din 5 membri cu
funcții executive, sub supravegherea Consiliului de Supraveghere, format din 7 membri. Membrii Consiliului
de Supraveghere sunt numiți de Adunarea Generală a Acționarilor pentru un mandat de patru ani, iar
membrii Directoratului sunt numiți de Consiliul de Supraveghere pentru un mandat de patru ani.
În cadrul Consiliului de Supraveghere funcționează Comitetul de Guvernanță și Sustenabilitate, cu rol
consultativ și de monitorizare a aspectelor de guvernanță corporativă și sustenabilitate, inclusiv a
implementării strategiei ESG și a procesului de raportare nefinanciară.
Planul de Administrare al Hidroelectrica pentru perioada 2023 - 2027 reflectă direcțiile strategice ale
societății, reprezentând cadrul de implementare a strategiei și a obiectivelor asumate. Acesta are ca piloni
principali: resursa umană, eficiența și performanța financiară și operațională, rentabilitatea investițională,
angajamentul față de standardele de mediu, sustenabilitate și guvernanță corporativă.
În data de 09.05.2024, în B.P.I. nr. 8661, a fost publicat Raportul privind propunerea de închidere a
proceduri prevăzute de Legea nr. 85/2014, întocmit de Administratorul judiciar și înregistrat sub nr. 659, în
cadrul căruia s-a reținut că S.S.H. Hidroserv S.A. nu înregistrează datorii curente și nu deține creanțe curente
scadente neachitate, fiind astfel îndeplinite cumulativ condițiile prevăzute de art. 175 alin. (1) din Legea nr.
85/2014 pentru închiderea procedurii de insolvență.
În data de 25.06.2025 prin Sentința civilă nr.3742, Tribunalul București a dispus închiderea procedurii
insolvenței, în temeiul art. 175 alin. (1) din Legea nr. 85/2014, constatând îndeplinirea în proporție de 100%
a obligațiilor asumate de S.S.H. Hidroserv S.A. prin Planul de reorganizare, cu consecința descărcării de
gestiune a Administratorului Judiciar și reinserția in activitatea de afaceri.
În aceste considerente, după închiderea procedurii de insolvență, S.S.H. Hidroserv S.A. a demarat un proces
complex de reinserție în activitatea de afaceri, axat pe reluarea graduală a operațiunilor comerciale,
consolidarea relațiilor contractuale cu partenerii tradiționali și recâștigarea capacității de execuție în
domeniile sale specifice de activitate. Etapa post-insolvență a fost marcată de o dinamică intensă a
proceselor administrative, financiare și operaționale, menite să restabilească funcționalitatea deplină a
societății și să asigure conformitatea acesteia cu cerințele aplicabile întreprinderilor publice guvernate de
O.U.G. nr. 109/2011.
După ieșirea din insolvență, structura organelor de administrare și conducere ale Hidroserv S.A. este
următoarea:
• Adunarea Generală a Acționarilor (AGA) - organul de conducere care decide asupra activității
acesteia și asupra politicii sale economice;
• Consiliul de Administrație (CA) – exercită competența generală de administrare, cu excepția
atribuțiilor rezervate AGA conform prevederilor Actului Constitutiv sau prin lege;
• Directorul General, numit de Consiliul de Administrație, asigură conducerea executivă și aplică
strategia și politicile stabilite de Consiliul de administrație.
Structura de conducere a filialei UCMH SRL este:
• Asociatul Unic (Hidroelectrica S.A.), care exercită atribuțiile Adunării Generale și reprezintă
principalul organ decizional;
• Administratorii, care asigură administrarea și reprezentarea societății, conform Actului Constitutiv;
• Directorul General, care coordonează activitățile operaționale și de producție, în baza contractului
de mandat.
151
Componența și diversitatea membrilor Directoratului si Consiliului de Supraveghere
Numărul membrilor cu funcții execuve in Directorat la 31.12.2025
3
Numărul membrilor cu funcții neexecuve (membri ai Consiliului de
Supraveghere) la 31.12.2025
7
Procentul în funcție de gen (Directoratul și Consiliului de Supraveghere)
(se calculează ca raport între membrii de sex feminin /masculin în total
membri) la 31.12.2025
20% persoane de gen feminin,
80% persoane de gen masculin
Procentul membrilor independenți ai Consiliului de Supraveghere
conform Cod BVB
86%
În cursul anului 2025, componența Directoratului a variat. Până la data de 19 septembrie 2025, Directoratul
a fost format din 5 membri, ulterior funcționând în componență de 3 membri. Valorile prezentate în tabel
reflectă situația la data de 31.12.2025.
Membrii Directoratului și Consiliului de Supraveghere ai Hidroelectrica SA sunt selectați în conformitate cu
prevederile legale privind guvernanța corporativă a întreprinderilor publice. Membrii neexecutivi sunt
desemnați pe baza experienței lor în domenii cheie, cum ar fi managementul strategic al companiilor de
utilități, sustenabilitatea, reglementările de mediu și finanțele, în timp ce membrii executivi sunt selectați
în baza experienței lor în spațiul economic al României (fiecare cu minim 15 ani de experiență), în ariile de
hidroenergie și tehnologii regenerabile, coordonarea proiectelor de modernizare și gestionarea riscurilor
operaționale și de mediu. CV-urile membrilor Directoratului și Consiliului de Supraveghere pot fi accesate
pe website-ul companiei, secțiunea Conducere.
Având în vedere natura serviciilor oferite, cât și cota de piață înregistrată în domeniul principal de activitate,
precum și faptul că Hidroelectrica SA este listată la Bursa de Valori, interacțiunea cu părțile interesate sau
actori cheie precum autoritățile publice este periodică (raportare, obținerea de autorizații etc.).
Conform reglementărilor în vigoare, Grupul Hidroelectrica respectă principiul reprezentării angajaților la
nivelul organelor de conducere și supraveghere, angajații fiind reprezentați prin intermediul comitetelor
consultative, cât și prin sindicat, care participă la negocierile privind condițiile de muncă și protecția
drepturilor angajaților.
Conform modelului de funcționare al Grupului, organele de conducere și structurile de management din
cadrul entităților au atribuții și responsabilități în domeniul sustenabilității, stabilite prin Regulamentele de
Organizare Internă. Conducerea acestora este responsabilă de aprobarea și implementarea obiectivelor
prevăzute în Strategia de sustenabilitate.
La nivelul Consiliului de Supraveghere sunt constituite comitete cu rol consultativ – aceste comitete și rolul
lor sunt descrise în capitolul „Raportul Consiliului de Supraveghere din Raportul Anual”.
Directoratul are responsabilitatea de a aproba Rezultatul analizei de dublă materialitate și Raportul de
Sustenabilitate, parte din Raportul anual; acesta este supus aprobării Adunării Generale a Acționarilor
(AGA), odată cu aprobarea situațiilor financiare anuale. Directoratul și Consiliul de Supraveghere sunt
responsabili cu identificarea impacturilor, riscurilor și oportunităților de mediu, sociale și de guvernanță și
pentru întocmirea de strategii, politici, acțiuni și ținte pentru a adresa impacturile, riscurile și oportunitățile
identificate.
Ca urmare a efectuării Analizei de dublă materialitate, realizată în conformitate cu cerințele standardelor
ESRS, au fost identificate impacturile, riscurile si oportunitățile (IRO) materiale. Acestea sunt avute în
vedere în procesele interne de gestionare a riscurilor ale Grupului. Deși Grupul s-a angajat anul trecut în
stabilirea de ținte pentru temele materiale în 2025, și s-au făcut progrese în pregătirea unor abordări
152
strategice, s-a decis amânarea adoptării de ținte. În funcție de evoluția cadrului de reglementare volatil
aplicabil sectorului de Energie și de finalizarea modificărilor standardelor ESRS, Grupul va analiza
oportunitatea stabilirii sau adaptării țintelor asociate temelor materiale identificate. Performanța aferentă
acestor ținte, în măsura în care vor fi definite va fi raportată anual în Raportul de sustenabilitate.
Supravegherea impacturilor de mediu, sociale și de guvernanță este integrată în procesele interne ale
Hidroelectrica SA, prin:
• Controale și proceduri specifice: Hidroelectrica SA aplică, prin Procedura - Administrarea
Registrului Riscului, controale interne pentru a evalua și gestiona riscurile, prin Departamentul de
Audit Intern. Controalele nu se aplică deocamdată riscurilor de sustenabilitate deoarece încă nu au
fost adăugate în registru.
• Linii de raportare: Responsabilii desemnați din departamentele de mediu, juridic, resurse umane,
financiar, dezvoltare precum și membri ai consiliului de administrație, vor raporta anual către
Directorat cu privire la progresul în atingerea țintelor de sustenabilitate.
Hidroelectrica SA își asigură accesul la expertiză în domeniul sustenabilității prin următoarele mecanisme:
• Formare continuă: Membrii Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere participă la programe
de instruire organizate pe teme de sustenabilitate, inclusiv legislația de mediu și dezvoltarea
durabilă.
• Activități de instruire desfășurate: În anul 2024, membrii Directoratului și ai Consiliului de
Supraveghere au fost instruiți cu privire la aspecte de sustenabilitate în contextul CSRD în cadrul
unei sesiuni de training extern. De asemenea, angajați ai Hidroelectrica SA împreună cu
reprezentanți ai Hidroserv și UCMH, au fost instruiți printr-o serie de workshop-uri care au abordat
temele materiale ale Grupului Hidroelectrica: precum Taxonomia UE, schimbările climatice, mediul
și biodiversitatea, tematica socială și guvernanță corporativă. Aceștia au contribuit la consultările
interne de analiza a dublei materialități și la stabilirea impacturilor, riscurilor și oportunităților
semnificative, precum și la raportarea politicilor, acțiunilor și măsurilor aferente.
• Consultanță externă: Societatea colaborează cu experți din domeniul sustenabilității pentru a
asigura integrarea celor mai bune practici în activitățile sale.
În plus, Hidroelectrica SA colaborează cu universități, instituții de cercetare și organizații internaționale, în
vederea monitorizării evoluțiilor relevante din domeniul energiei regenerabile și al sustenabilității. Aceste
colaborări includ participarea la programe de formare, conferințe și workshop-uri atât la nivel național, cât
și internațional.
Dintre acestea, se menționează Centrul de cercetare-dezvoltare-inovare Hidroelectrica în domeniul
energiilor regenerabile, cooperarea bilaterală a Hidroelectrica cu SINTEF Networking, pentru schimb,
partajare și transfer de cunoștințe, tehnologie, experiență și practici în domeniul producerii de energie
electrică în hidrocentrale; implementarea proiectului Digital Twin în Hidroelectrica; implementarea
proiectului Asset Health and Monitoring Center Hidroelectrica. Prin colaborarea cu diverse entități din
sectorul energetic, instituții de cercetare și ONG-uri, Societatea promovează direcția unei economii cu
emisii reduse de carbon. Dintre aceste colaborări, se menționează cooperarea bilaterală Hidroelectrica –
SINTEF Energi As, unul dintre cele mai mari institute de cercetare independentă din Europa și parteneriatul
cu Universitatea Politehnică din București – Facultatea de Energetică.
153
Informațiile furnizate organelor de administrație, de conducere și de supraveghere ale Grupului și
aspectele de durabilitate abordate de acestea
GOV-2
Directoratul, împreună cu Consiliul de Supraveghere, analizează anual Raportul de Sustenabilitate, în care
se evidențiază progresul privind prioritățile strategice și obiectivele stabilite prin Strategia de
Sustenabilitate aprobată în anul 2023.
La nivelul Consiliului de Supraveghere funcționează Comitetul de Guvernanță și Sustenabilitate, care
sprijină Consiliul în monitorizarea aspectelor legate de sustenabilitate, inclusiv analiza impacturilor,
riscurilor și oportunităților relevante și integrarea acestora în strategia de afaceri a companiei. Consiliul de
Supraveghere, cu sprijinul acestui comitet, supraveghează strategia de afaceri a Hidroelectrica, inclusiv
integrarea strategiei de sustenabilitate după adoptarea acesteia, precum și deciziile privind tranzacțiile
majore și procesele de gestionare a riscurilor asociate.
În anul 2025, Strategia de Sustenabilitate a fost supusă unui proces de actualizare asel încât să cuprindă
într-o măsură mai detaliată temele idencate ca ind materiale în contextul raportării ESRS. Deși Grupul
s-a angajat anul trecut în stabilirea de ținte pentru temele materiale în 2025, și s-au făcut progrese în
pregătirea unor abordări strategice, s-a decis amânarea adoptării de ținte. În funcție de evoluția cadrului
de reglementare volatil aplicabil sectorului de Energie și de finalizarea modificărilor standardelor ESRS,
Grupul va analiza oportunitatea stabilirii sau adaptării țintelor asociate temelor materiale identificate.
Hidroelectrica SA se asigură că organele de conducere și supraveghere sunt informate anual, fie de câte ori
este nevoie, despre impacturile, riscurile și oportunitățile semnificative ale activităților sale.
O listă cu impacturile, riscurile și oportunitățile (IRO) materiale identificate în anul curent ca urmare a
Analizei de dublă materialitate și responsabilitățile asociate a fost definită în anul 2025, odată cu acțiunile
pentru actualizarea Strategiei de Sustenabilitate existente, astfel încât să fie coordonate și monitorizate la
nivel decizional. Includerea IRO în Strategie va conduce la luarea în considerare a IRO-urilor în procesul de
stabilire a strategiei consolidate a Grupului și a deciziilor majore, pentru a fi integrate în analiza tranzacțiilor
importante și a proceselor de gestionare a riscurilor, având în vedere atât aspectele financiare, cât și cele
de mediu și sociale.
Entitățile Hidroserv și UCMH urmează direcțiile strategice ale Grupului Hidroelectrica, iar procedurile
pentru furnizarea informațiilor sunt similare cu cele ale Hidroelectrica SA, fără a exista diferențe specifice.
Informațiile relevante sunt furnizate organelor de administrație, conducere și supraveghere ale Grupului,
incluzând aspectele de durabilitate abordate de acestea.
Integrarea performanței legate de sustenabilitate în sistemele de stimulente
GOV-3
La nivelul Grupului Hidroelectrica a fost elaborată Polica de remunerare pentru membrii Consiliului de
Supraveghere și Directoratului Hidroelectrica SA, aprobată prin Hotărârea Adunării Generale a Acționarilor
nr. 17 din 22 iunie 2023.
Cadrul legal care guvernează polica de remunerare include mai multe legi și reglementări, cum ar 
Ordonanța de Urgență a Guvernului nr. 109/2011 privind guvernanța corporavă a întreprinderilor publice
și Legea nr. 31/1990 a societăților comerciale. Polica este supusă aprobării Adunării Generale a Acționarilor
și este revizuită cel puțin o dată la patru ani. Dacă acționarii nu aprobă o nouă polică de remunerare, cea
existentă rămâne în vigoare până la aprobarea unei versiuni revizuite. Procesul de revizuire ia în considerare
154
feedback-ul acționarilor și urmărește evitarea conictelor de interese, asigurând conformitatea cu legile
aplicabile și reglementările interne.
Remunerația membrilor Directoratului si Consiliului de Supraveghere include o componentă xă și o
componenta variabilă, după cum este detaliat în Nota 33 – Părți aliate din Situațiile nanciare consolidate
și în Raportul de Remunerare.
Modul de calcul al valorii componentei variabile a remunerației membrilor Directoratului și Consiliului de
Supraveghere depinde de gradul de îndeplinire a indicatorilor cheie de performanță stabiliți în contractele
de mandat. Pentru anul nanciar 2025, atât membrii Directoratului, cât și membrii Consiliului de
Supraveghere au avut ca obiecv de performanță de sustenabilitate măsurarea amprentei de carbon scop
1, 2 și 3 (care a fost realizată și prezentată în cadrul acestui raport) și care are o pondere de 4% din total
indicatori. Pentru anul 2025 indicatorii cheie de performanță ai Directoratului și Consiliului de Supraveghere
nu au inclus ținte de reducere a emisiilor. Un alt indicator de performanță legat de sustenabilitate, este
numărul de ore de formare profesională. Detalii despre indicatorii de performanță și ponderile acestora în
determinarea remunerației variabile a conducerii se regăsesc pe site-ul societății la secțiunea Despre noi,
Conducere, Forma contract mandat CS si Directorat, inclusiv acte adiționale ce includ indicatorii de
performanță. (hps://www.hidroelectrica.ro/arcle/11)
În cadrul Hidroelectrica SA, aprobarea și actualizarea indicatorilor de performanță și a condițiilor schemelor
de smulente se realizează la nivelul Adunării Generale Ordinare a Acționarilor (AGOA) în conformitate cu
reglementările interne și legislația aplicabilă.
În prezent, pentru cele două entăți membre ale grupului, Hidroserv și UCMH, nu există implementate
smulente legate de sustenabilitate în remunerarea membrilor conducerii.
Sisteme de management și control al riscurilor
Declarație privind procesul de diligență
GOV-4
În îndeplinirea misiunii sale într-un mod sustenabil, precum și în vederea creșterii performanțelor
companiei, Hidroelectrica SA își asumă idencarea și respectarea legilor și reglementărilor aplicabile
specice societăților deținute majoritar de statul român, a cerințelor societăților listate la Bursa de Valori
Bucureș și a celor specice standardelor ISO pentru care societatea deține cercări. A fost asumată
Politica Hidroelectrica ce include obiecvele de dezvoltare durabilă emise de UN (The United Naons’s 17
Sustainable Development Goals), Principiile Global Compact emise de Națiunile Unite (UN Global Compact
10 Principles), Codul de Guvernanță Corporavă al Bursei de Valori Bucureș și cerințele specice
standardelor ISO pentru care Societatea deține cercări.
Procesul de due diligence este integrat în structura de guvernanță și în activitățile operaționale, astfel:
a) Integrarea due diligence-ului în guvernanță, strategie și modelul de afaceri
În urma identificării IRO materiale, Consiliul de Supraveghere se va asigura că acestea sunt
integrate în strategia de afaceri și implementate de către Directorat.
b) Integrarea due diligence-ului în procesul de achiziții: Societatea aplică legislația achizițiilor publice,
Societatea solicită furnizorilor săi contractuali să respecte Codul de Etică al Societății.
Detalii suplimentare: Capitolul Guvernanță - G1
155
c) Implicarea părților interesate afectate: Hidroelectrica SA menține un dialog continuu și o
colaborare activă cu angajații, acționarii, furnizorii și comunitățile locale.
Detalii suplimentare se regăsesc mai sus, în secțiunea de materialitate și în capitolele S1 – Forța de
muncă proprie, S3 – Comunitățile afectate, S4 – Utilizatori și consumatori finali.
d) Identificarea și evaluarea impacturilor adverse
Evaluarea de dublă materialitate (DMA) identifică impacturile adverse semnificative în operațiunile
proprii și în lanțul valoric. De asemenea, se derulează evaluări sistematice ale impacturilor,
screeninguri de risc și evaluări ale codului de conduită în lanțul valoric.
Detalii suplimentare: General ESRS 2, G1.
e) Luarea măsurilor pentru a aborda impacturile adverse
Compania implementează măsuri pentru reducerea impactului negativ al activităților sale așa cum
sunt ele descrise in detaliu, pentru fiecare temă materială identificată in fiecare capitol.
1
f) Monitorizarea eficienței acestor măsuri și comunicarea progresului
Societatea raportează anual principalii indicatori, eficiența măsurilor și progresul obținut în
raportul anual.
Hidroserv și UCMH, ca membri ai Grupului Hidroelectrica, urmează direcțiile strategice ale Grupului. Aceste
entități asigură conformitatea cu reglementările relevante și colaborează cu părțile interesate pentru a
identifica și gestiona impacturile.
Gestionarea riscurilor și controalele interne referitoare la raportarea privind durabilitatea
GOV-5
Grupul Hidroelectrica are în vedere integrarea riscurilor asociate raportării de sustenabilitate în sistemul
intern existent de gestionare a riscurilor, în vederea unei abordări integrate, având la bază experiența
acumulată în cadrul raportărilor ESRS aferente anilor 2024 și 2025. Implementarea acestei integrări va fi
analizată în funcție de clarificarea cadrului de reglementare aplicabil și de evaluarea riscurilor relevante.
Pentru raportarea de sustenabilitate aferentă anului 2025, a fost menținut procesu l prin care datele
necesare sunt solicitate direct de la contribuitorii relevanți din cadrul Grupului, acestea fiind ulterior
verificate intern de către membrii din Comisia de sustenabilitate pentru reducerea riscului de erori în
raportare. În situații specifice, sunt implicați consultanți externi pentru a sprijini asigurarea corectitudinii și
completitudinii informațiilor colectate.
Deținătorii de date din fiecare departament vizat sunt responsabili cu pregătirea informațiilor aferente.
Directoratul și Consiliul de Supraveghere sunt responsabili pentru informațiile prezentate în Raportul de
Sustenabilitate, acesta fiind supus acelorași proceduri de aprobare ca și situațiile financiare.
Compania, modelul de afaceri și implicarea părților interesate
Strategia, modelul de afaceri și lanțul valoric
SBM-1
Grupul Hidroelectrica are o strategie de afaceri cu accent pe eficiența operațională și creștere diversificată
a activității de producere a energiei verzi, cu prudență financiară.
1
Pentru anumite teme materiale, compania nu a implementat încă măsuri sau planuri de acțiune dedicate, aliniate integral
cerințelor ESRS, informațiile prezentate reflectând acțiunile și practicile existente la momentul raportării.
156
Obiectivele generale ale Grupului în domeniul sustenabilității vizează dezvoltarea activității de producere
a energiei verzi prin creștere diversificată. Strategia de sustenabilitate cuprinde, de asemenea, obiective pe
următorii piloni ESG pentru Hidroelec trica SA:
Principalele grupe de produse și servicii (outputuri) ale Grupului sunt:
• Vânzarea angro de energie electrică produsă în hidrocentrale și din resurse eoliene;
• Furnizarea de energie electrică utilizatorului final (retail);
• Realizarea de servicii de sistem pentru Sistemul Energetic Național.
La finalul anului 2025 Grupul avea un număr total de 5.303 angajați.
Veniturile totale aferente anului financiar 2025, astfel cum sunt incluse în situațiile financiare consolidate
IFRS-EU ale Grupului Hidroelectrica, sunt prezentate în tabelul de mai jos:
2025 (mil RON)
Vânzarea angro a energiei electrice
3.864
Furnizare de energie electrică consumatorilor finali (vânzarea cu amănuntul)
5.504
Servicii de sistem
248
Alte venituri din contracte cu clienții
3
Total
9.619
Grupul Hidroelectrica nu a beneficiat de vreo excepție acordată entităților dintr-un stat membru al Uniunii
Europene care să permită scutirea de la divulgarea informațiilor conform articolului 18, paragraful 1,
subpunctul (a) din Directiva 2013/34/UE.
În ceea ce privește inputurile, Grupul se concentrează pe colectarea, dezvoltarea și securizarea resurselor
necesare pentru producerea de energie electrică din surse hidroelectrice și eoliene. Aceasta include
utilizarea eficientă a resurselor naturale, precum apa, și implementarea tehnologiilor avansate pentru
modernizarea/ retehnologizarea capacităților de producție.
În segmentul din amonte, Grupul colaborează cu furnizori de echipamente și servicii tehnice necesare
pentru întreținerea și modernizarea capacităților de producție. Principalii furnizori sunt de pe piața din
România, dar și europeană, în principal de echipamente și servicii.
De asemenea, Grupul asigură prin forțe proprii o parte din lucrările de întreținere și reparații și modernizări
ale activelor prin filiala Hidroserv, precum și producția și reparația echipamentelor hidromecanice și
hidroenergetice, dezvoltarea și implementarea de soluții tehnice pentru optimizarea funcționării
instalațiilor hidroenergetice prin filiala UCMH.
În segmentul din aval, Grupul Hidroelectrica deservește o gamă diversă de grupuri de clienți, inclusiv
consumatori industriali, distribuitori și furnizori de energie și clienți casnici, Societatea operând pe toată
piața din România.
157
La nivelul Grupului Hidroelectrica, impactul asupra mediului provine în principal din activitățile suport și
produsele secundare (mentenanță, reparații, construcții, lucrări), mai degrabă decât din produsul principal
– energia verde produsă. Prin urmare, țintele de sustenabilitate vor viza în mod prioritar aceste activități,
având în vedere că producția de energie electrică din surse regenerabile are un impact minim asupra
mediului. Adoptarea unor ținte de sustenabilitate a fost amânată deoarece compania și-a dorit ca asumarea
unor angajamente pe termen lung să fie corelată cu versiunea finală a standardelor de raportare ESRS
simplificate ca urmare a adoptării Omnibus în proces de revizuire și aprobare.
Interesele și punctele de vedere ale părților interesate
SBM-2
Colaborarea Grupului Hidroelectrica cu părțile interesate implică interacțiuni și consultări diverse cu
investitori, sindicate, angajați, clienți, comunități locale, precum și autorități și reglementatori. Aceasta
include întâlniri periodice cu investitorii, negocieri cu sindicatele pentru condiții de muncă echitabile,
canale de comunicare internă pentru feedback-ul angajaților și colectarea de opinii de la clienți pentru
îmbunătățirea serviciilor. Astfel, interesele, punctele de vedere și drepturile persoanelor din cadrul forței
de muncă proprii, punctele de vedere și drepturile consumatorilor și ale utilizatorilor finali, inclusiv
respectarea drepturilor omului, sunt notate și contribuie la strategia și la modelul de afaceri al Grupului.
Grupul Hidroelectrica participă, în conformitate cu cadrul legal aplicabil, la dezbaterile publice organizate
de autoritățile competente de mediu în cadrul procedurilor de reglementare (ex. obținerea acordului de
mediu), în care sunt implicate comunitățile locale și alte părți interesate. În acest context, punctele de
vedere, observațiile și preocupările exprimate de comunități sunt analizate de autoritățile competente ca
parte a procesului decizional.
De asemenea, reprezentanții Grupului participă la ședințele Comitetelor de Analiză Tehnică (CAT)
organizate de autoritățile de mediu, alături de instituțiile publice relevante (ex. autorități de mediu,
autorități din domeniul energetic, dezvoltării, transporturilor, administratori de arii naturale protejate etc.),
în vederea analizării documentațiilor tehnice și asigurării conformității proiectelor cu cerințele legale și de
reglementare. Cerințele părților interesate, precum și cerințele legale și de reglementare aplicabile sunt
integrate în procesele, activitățile și în strategia grupului, iar prin ansamblul activităților de consultare se
urmărește nu numai îndeplinirea acestor cerințe, ci și menținerea unei relații de colaborare cu părțile
interesate. Procesul de dubla materialitate a inclus o analiza a intereselor stakeholderilor cheie, prin
consultarea acestora, iar strategia de sustenabilitate pregătită va fi bazată pe IROs rezultate din analiza
materialității și integrată în strategia de afaceri după adoptare. Nu sunt planificați alți pași, ulterior
adoptării.
Organele de administrație, de conducere și supraveghere sunt informate despre opiniile și interesele
părților interesate, în cadrul prezentării rezultatelor analizei de dubla materialitate supusă aprobării.
Impacturile, riscurile și oportunitățile semnificative și interacțiunea acestora cu strategia și modelul de
afaceri
SBM-3
Informații cu privire la impacturile, riscurile și oportunitățile semnificative identificate de Grupul
Hidroelectrica sunt prevăzute în fiecare capitol tematic ESRS și în capitolul următor - Analiza de dubla
materialitate IRO-1.
Impactul, riscurile și oportunitățile legate de aspecte de mediu, social și guvernanță au fost identificate și
evaluate în 2024 ca parte a procesului de analiză de dubla materialitate, în cadrul unui workshop intern și
158
a consultării altor surse relevante, ca de exemplu autorizațiile necesare pentru funcționarea
corespunzătoare a amplasamentelor.
Riscurile ESG identificate în cadrul analizei de dublă materialitate au fost analizate și vor fi integrate în
Registrul de riscuri și în cadrul intern de reglementare al Grupului, după adoptarea standardelor ESRS finale
aflate la momentul raportării în proces de revizuire și aprobare și reevaluarea ulterioară a acestor riscuri.
După integrarea acestor riscuri Grupul va dezvolta un plan de acțiuni concrete și ținte specifice.
Până în prezent nu a fost realizată o cuantificare detaliată a efectelor financiare anticipate în termeni
monetari pe termen mediu si lung. Analiza de reziliență la schimbările climatice efectuată este prezentata
în capitolul E1.
Grupul Hidroelectrica își propune să își bazeze strategia și modelul de afaceri pe principii de reziliență, cu
intenția de a dezvolta capacitatea de a gestiona impacturile și riscurile semnificative și de a valorifica
oportunitățile care pot apărea.
Procesul de gestionare a impacturilor, riscurilor și oportunităților (IRO) urmează să fie integrat în strategia
de afaceri, pentru a facilita alinierea priorităților de sustenabilitate cu obiectivele generale de dezvoltare.
Finanțarea inițiativelor și măsurilor specifice pentru implementarea acestei strategii este realizată în
principal din surse proprii, utilizând veniturile generate de operațiunile curente ale grupului.
Analiza de dubla materialitate ajută la prioritizarea riscurilor în procesul de revizuire anuală. Analiza a inclus
atât impacturile și dependențele directe și indirecte ale Grupului Hidroelectrica, cât și riscurile și
oportunitățile din lanțul valoric din amonte și din aval, precum și propriile operațiuni. Legătura dintre
impacturile identificate și riscurile și oportunitățile asociate (IRO) sunt prezentate pentru fiecare temă/sub-
temă conform ESRS, însă până în prezent nu a fost realizată o cuantificare detaliată a efectelor financiare
anticipate în termeni monetari. Societatea a evaluat nivelul impactului și a stabilit măsuri specifice de
diminuare și gestionare a riscurilor, iar eficiența acestor măsuri se analizează la finalul anului, în raport cu
incidentele de risc manifestate în perioada de referință, în măsura în care au fost identificate incidente.
Riscurile și oportunitățile materiale identificate anterior nu au avut un impact semnificativ asupra poziției
financiare curente ale Grupului la nivelul anului 2025, sau a performanței financiare și a fluxurilor de
numerar, având în vedere măsurile de control implementate.
Analiza de dublă materialitate
Descrierea proceselor de identificare și de evaluare a impacturilor, a riscurilor și a oportunităților
semnificative
IRO-1
Analiza de dublă materialitate
Analiza de dublă materialitate a fost realizată pentru prima dată în anul 2024 de către o echipă internă, în
asistența unui consultant de specialitate și aprobată de către Directorat iar procesul este prezentat mai jos.
Pentru perioada de raportare curentă, procesul de dublă materialitate a fost reevaluat intern, în cadrul unui
workshop intern în urma căruia s-a concluzionat că nu au intervenit schimbări majore de natură să necesite
reluarea întregului proces, respectiv, nu au apărut categorii noi de stakeholderi, iar conform rezultatelor
finale ale analizei de dublă materialitate, în 2025 au apărut următoarele schimbări în rezultatele
materialității:
159
▪ S1: Impact negativ potențial generat de riscul de accident la locul de munca - impact potențial dacă
măsurile de securitate și instruirea nu sunt implementate corespunzător în activitățile de zi cu zi.
Astfel, crește riscul de accidente, vătămări și afectează sănătatea pe termen lung a angajaților.
▪ S3: Impactul negativ potențial indirect – Posibile întreruperi temporare în alimentarea cu apă
potabilă brută a unor beneficiari care extrag apa din amenajările hidroenergetice exploatate de
Hidroelectrica, acești beneficiari având responsabilitatea alimentării cu apă potabilă a comunităților
inclusiv în situații excepționale și inclusiv responsabilitatea asigurării sursei de rezervă.
▪ S4: Impactul pozitiv nu mai este material
▪ G1: Protecția avertizorilor: Impact pozitiv: compania poate dezvolta mecanisme de protecție a
avertizorilor care au un impact pozitiv in prevenirea timpurie a potențialelor incidentelor legate de
integritate, contribuind la construcția unui mediu de lucru integru.
Analiza de dublă materialitate realizată în 2024 și reconfirmată în 2025
În procesul de analiză, Societatea a respectat principiile fundamentale ale analizei de dublă materialitate,
adică a analizat:
• Materialitatea impacturilor pozitive și negative pe termen scurt, mediu și lung pe care Grupul
Hidroelectrica le are sau le poate avea asupra mediului și socialului. Au fost luate în considerare atât
impacturile actuale, cât și cele potențiale.
• Materialitatea financiară, pentru a determina cum aspectele de sustenabilitate pot influența
performanța financiară si fluxurile de numerar viitoare ale Grupului pe termen scurt, mediu și lung.
În conformitate cu ESRS 1, pentru a evalua impacturile, Grupul a ținut cont de trei parametri: scala
(amploarea) impactului, scopul (extinderea/domeniul de aplicare) impactului și caracterul iremediabil al
impactului (pentru impacturile negative), respectiv probabilitatea (pentru impacturile potențiale). Pentru
fiecare din aceste parametrii au fost acordate scoruri astfel:
• Între -5 pentru impact negativ major și + 5 pentru impact pozitiv major,
• Între 1 pentru impacturi cu extindere la scara mică asupra populației și ecosistemului, cu costuri
economice neglijabile și 5 pentru impacturi cu extindere la scară majoră asupra populației și
ecosistemului vast, cu costuri economice ridicate;
• Între 1 pentru impacturi cu posibilitate de remediere foarte mare și 5 pentru impacturi cu posibilitate
de remediere foarte mică;
• Între 1 pentru impacturi cu probabilitate de apariție foarte mică (o singură dată în următorii 10 ani)
și 5 pentru impacturi cu probabilitate de apariție foarte mare (în mai puțin de 1 an).
În ceea ce privește scorurile pentru evaluarea efectelor financiare ale riscurilor și oportunităților ce pot
influența performanța financiară și fluxurile de numerar viitoare ale Grupului, acestea au fost stabilite astfel:
Scor
Explicații
0
Nu există impact nanciar
1
Impact nanciar minim (sub 0,1 % din cifra de afaceri)
2
Impact nanciar moderat (peste 0,1 %, dar sub 0,7% din cifra de afaceri)
3
Impact nanciar semnicav (peste 0,7 % dar sub 2,0 % din cifra de afaceri)
4
Impact nanciar mare (peste 2,0 % dar sub 3,0% din cifra de afaceri)
5
Impact nanciar foarte mare (peste 3,0 % din cifra de afaceri)
De asemenea, au fost analizate și criterii calitative, cum ar fi localizarea impacturilor în lanțul valoric al
Grupului (în amonte, la nivelul activităților proprii ale Grupului sau în aval), orizontul de timp (respectiv
termen scurt, mediu sau lung), iar în cazul unui impact negativ potențial asupra drepturilor omului, conform
ESRS, gravitatea impactului (determinată de scală, scop și caracterul iremediabil) prevalează asupra
probabilității acestuia.
160
În baza scorurilor acordate, au fost stabilite praguri cantitative pentru a determina impacturile, riscurile si
oportunitățile relevante/materiale, iar criteriile calitative au oferit context pentru interpretarea rezultatelor.
Procesul de analiză a dublei materialități a inclus:
• Acoperirea tuturor activităților desfășurate de Grup descrise în secțiunea BP-1 și a inclus și lanțul valoric
din amonte și din aval;
• Identificarea părților interesate relevante, interne și externe;
• Efectuarea unei consultări interne, în cadrul unui workshop, cu reprezentanții managementului aferent
fiecărui departament relevant, în cadrul căruia:
o Reprezentanții sunt consultați pentru fiecare temă potențial materială din ESRS, cu privire la
impactul Grupului asupra aspectelor de mediu, sociale și de guvernanță, precum și a evaluării
efectelor potențiale financiare asupra Grupului ca urmare a potențialelor riscuri și oportunități
determinate de aspectele de sustenabilitate. A fost analizată natura impacturilor actuale și
potențiale, negative și pozitive, pe termen scurt, mediu și lung generate asupra aspectelor de mediu,
sociale și de guvernanță. Au fost analizate și potențialele efectele financiare, iar probabilitatea de
apariție și magnitudinea potențială a efectelor financiare contribuie la evaluarea semnificației
riscurilor și oportunităților din cadrul Grupului;
o Ipotezele utilizate în cadrul analizei se bazează pe informațiile disponibile participanților la
workshop, precum și pe cele obținute din surse de presă și studii literare relevante. În mod particular,
pentru a evalua impactul asupra lanțului valoric, analiza s-a concentrat pe aceste surse de date,
inclusiv prin maparea impacturilor pe lanțul valoric identificate de alți operatori din industrie și
studiile menționate. Acestea s-au discutat în cadrul workshopului pentru a decide aplicabilitatea
acestora la entitățile Grupului;
o Evaluarea semnificației s-a bazat de asemenea pe contribuțiile angajaților Grupului Hidroelectrica
care au responsabilități cu privire la protecția mediului, sănătate și securitate în muncă,
responsabilitate socială, resurse umane, diversitate și incluziune, conformitate cu prevederile legate
și managementul riscului, financiar;
• Distribuirea unui chestionar către reprezentanți din toate categoriile de părți interesate. În urma
încheierii sesiunii de realizare a sondajului, s-a constatat că au fost recepționate 391 de răspunsuri, din
care 275 au fost transmise de angajații proprii, iar 116 de răspunsuri au fost transmise de celelalte
categorii de părți interesate.
• Analiza dublei materialități realizată pentru alți operatori din industrie (peers analysis);
• Evaluarea documentelor strategice întocmite de grup;
• Benchmarking asupra tendințelor globale din literatura de specialitate, a temelor materiale identificate
de agențiile de rating ESG pentru industria din care face parte Grupul Hidroelectrica, precum și date
colectate referitoare la istoricul Grupului Hidroelectrica sau alte surse relevante după caz;
• Interviuri cu reprezentanții Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere în cadrul cărora au fost
prezentate rezultatele analizelor pentru confirmare, în urma cărora conducerea a aprobat rezultatul
evaluării de materialitate.
161
Tema
Temele de sustenabilitate - Raport de Sustenabilitate 2025 („RS”)
Temă
Subtemă
Sub-subteme
Explicații
ESRS E1
Schimbări
climatice
Atenuarea
schimbărilor
climatice
Adaptarea la
schimbările
climatice
Energie
—
Temă materială - abordată în E1
ESRS E2
Poluare
Poluarea
aerului
—
Activitatea grupului nu implică impact direct
asupra poluării aerului.
Poluarea apei
—
Activitatea grupului nu implică impact direct
asupra poluării apei.
Poluarea solului
—
Activitatea grupului nu implică impact direct
asupra poluării solului.
Poluarea
organismelor vii
și a resurselor
alimentare
—
Activitatea grupului nu implică impact direct
asupra organismelor vii sau resurselor alimentare.
Substanțele
care prezintă
motive de
îngrijorare
—
În urma analizei efectuate, nu au fost identificate
utilizări sau generări de substanțe care prezintă
motive de îngrijorare deosebită – respectiv
substanțe considerate foarte periculoase.
Substanțele
care prezintă
motive de
îngrijorare
deosebită
—
În urma analizei efectuate, nu au fost identificate
utilizări sau generări de substanțe care prezintă
motive de îngrijorare deosebită – respectiv
substanțe considerate foarte periculoase.
Microplastice
—
În urma analizei efectuate, nu au fost identificate
utilizări, generări sau comercializări de
microplastice în activitatea desfășurată.
ESRS E3
Resursele de
apă și cele
marine
Resurse de apă
Consumul de apă
Consumul de apă nu este semnificativ.
Prelevările de apă
Prelevările de apă sunt minimale în cadrul
activității Grupului.
Deversarea apelor
Nu este cazul, întrucât nu există deversări în ape
de suprafață.
Resursele
marine
Deversarea apelor
în oceane
Extracția și
utilizarea resurselor
marine
Nu este cazul, nu se utilizează apă din surse marine
și nu se evacuează apă în oceane.
ESRS E4
Biodiversitatea
și ecosistemele
Factorii
determinanți ai
impactului
direct asupra
Schimbările
climatice
Temă materială - abordată în E4
Schimbarea
destinației
terenurilor și
schimbarea
destinației mării
Temă materială - abordată în E4
162
Tema
Temele de sustenabilitate - Raport de Sustenabilitate 2025 („RS”)
Temă
Subtemă
Sub-subteme
Explicații
declinului
biodiversității
Exploatarea directă
Nu se desfășoară activități de exploatare a
biodiversității sau a ecosistemelor.
Speciile alogene
invazive
Nu este cazul în zonele unde operează grupul
Hidroelectrica.
Poluare
Nu a reieșit material
Impactul asupra
stării speciilor
Dimensiunea
populației speciei
Temă materială - abordată în E4
Riscul global de
extincție a speciilor
Temă materială - abordată în E4
Impactul asupra
stării și
capacității de
extindere a
ecosistemelor
Degradarea
solurilor
Nu a reieșit material
Deșertificarea
Nu a reieșit material
Sigilarea solului /
impermeabilizarea
Nu a reieșit material
Impactul și
dependența de
serviciile
ecosistemice
—
Nu a reieșit material
ESRS E5
Economie
circulară
Intrările de
resurse, inclusiv
utilizarea
resurselor
—
Nu a reieșit material
Ieșirile de
resurse legate
de produse și
servicii
—
Nu a reieșit material
Deșeurile
—
Deșeurile rezultate din operațiuni nu sunt
semnificative.
ESRS S1
Forța de muncă
proprie
Condiții de
muncă
Locuri de muncă
sigure
Temă materială - abordată în S1
Timpul de lucru
Temă materială - abordată în S1
Salarii adecvate
Temă materială - abordată în S1
Dialog social
Temă materială - abordată în S1
Libertatea de
asociere, existența
comitetelor de
întreprindere și
drepturile de
informare,
consultare și
participare ale
lucrătorilor
Temă materială - abordată în S1
Negocierea
colectivă, inclusiv
proporția
Temă materială - abordată în S1
163
Tema
Temele de sustenabilitate - Raport de Sustenabilitate 2025 („RS”)
Temă
Subtemă
Sub-subteme
Explicații
lucrătorilor care fac
obiectul
contractelor
colective de muncă
Echilibru între viața
profesională și cea
privată
Temă materială - abordată în S1
Sănătatea și
siguranța
Temă materială - abordată în S1
Egalitatea de
tratament și de
șanse pentru
toți
Egalitatea de gen și
plata egală pentru
muncă de valoare
egală
Temă materială - abordată în S1
Formare și
dezvoltarea
competențelor
Temă materială - abordată în S1
Ocuparea forței de
muncă și
incluziunea
persoanelor cu
dizabilități
Temă materială - abordată în S1
Măsuri împotriva
violenței și a
hărțuirii la locul de
muncă
Temă materială - abordată în S1
Diversitatea
Temă materială - abordată în S1
Alte drepturi
legate de
muncă
Munca copiilor
Nu a reieșit material
Muncă forțată
Nu a reieșit material
Locuințe adecvate
Nu a reieșit material
Confidențialitatea
Temă materială - abordată în S1
ESRS S2
Lucrătorii din
lanțul valoric -
furnizori
Condiții de
muncă
Locuri de muncă
sigure
Nu a reieșit material
Timpul de lucru
Nu a reieșit material
Salarii adecvate
Nu a reieșit material
Dialog social
Nu a reieșit material
Libertatea de
asociere, inclusiv
existența
comitetelor de
întreprindere
Nu a reieșit material
Negocierea
colectivă
Nu a reieșit material
Echilibru între viața
profesională și cea
privată
Nu a reieșit material
164
Tema
Temele de sustenabilitate - Raport de Sustenabilitate 2025 („RS”)
Temă
Subtemă
Sub-subteme
Explicații
Sănătatea și
siguranța
Nu a reieșit material
Egalitatea de
tratament și de
șanse pentru
toți
Egalitatea de gen și
plata egală pentru
muncă de valoare
egală
Nu a reieșit material
Formare și
dezvoltarea
competențelor
Nu a reieșit material
Ocuparea forței de
muncă și
incluziunea
persoanelor cu
dizabilități
Nu a reieșit material
Măsuri împotriva
violenței și a
hărțuirii la locul de
muncă
Nu a reieșit material
Diversitatea
Nu a reieșit material
Alte drepturi
legate de
muncă
Munca copiilor
Nu a reieșit material
Muncă forțată
Nu a reieșit material
Locuința adecvată
Nu a reieșit material
Confidențialitatea
Nu a reieșit material
ESRS S3
Comunitățile
afectate
Drepturile
economice,
sociale și
culturale ale
comunităților
Locuințe adecvate
Temă materială - abordată în S3
Hrană adecvată
Nu a reieșit material
Apa și salubritatea
Nu a reieșit material
Impacturi legate de
soluri
Nu a reieșit material
Impacturi legate de
securitate
Temă materială - abordată în S3
Drepturile civile
și politice ale
comunităților
Libertatea de
exprimare
Temă materială - abordată în S3
Libertatea de
întrunire
Temă materială - abordată în S3
Impactul asupra
apărătorilor
drepturilor omului
Temă materială - abordată în S3
Drepturile
populațiilor
indigene
Consimțământ
liber, prealabil și în
cunoștință de cauză
Autodeterminarea
Drepturile culturale
Nu este cazul – nu face obiectul activității. Nu se
regăsesc populații indigene în România
165
Tema
Temele de sustenabilitate - Raport de Sustenabilitate 2025 („RS”)
Temă
Subtemă
Sub-subteme
Explicații
ESRS S4
Consumatorii și
utilizatorii finali
Impacturile
legate de
informare
pentru
consumatori
și/sau
utilizatorii finali
Confidențialitatea
Temă materială - abordată în S4
Libertatea de
exprimare
Temă materială - abordată în S4
Accesul la informații
(de calitate)
Temă materială - abordată în S4
Siguranța
personală a
consumatorilor
și/sau a
utilizatorilor
finali
Sănătatea și
siguranța
Nu este cazul – nu face obiectul activității.
Securitatea unei
persoane
Nu este cazul – nu face obiectul activității.
Protecția copilului
Nu este cazul – activitatea nu implică interacțiunea
cu copiii.
Incluziunea
socială a
consumatorilor
și/sau a
utilizatorilor
finali
Nediscriminarea
Nu a reieșit material
Accesul la produse
și servicii
Nu a reieșit material
Practici de
comercializare
responsabile
Nu a reieșit material
ESRS G1
Conduita
profesională
Cultură
corporativă
—
Temă materială - abordată în G1
Protecția
avertizorilor
—
Nu a reieșit material
Bunăstarea
animalelor
—
Nu este cazul. Grupul nu efectuează experimente
pe animale.
Angajamentul
politic și
activitățile de
lobby
—
Nu a reieșit material
Gestionarea
relațiilor cu
furnizorii,
inclusiv
practicile de
plată
—
Temă materială - abordată în G1
Corupția și mita
Prevenirea și
depistarea, inclusiv
formarea
Temă materială - abordată în G1
Incidente
Temă materială - abordată în G1
Sub-temă
suplimentară
Securitatea
Temă materială - abordată în G1
166
De asemenea, procesul de analiză de dublă materialitate a implicat consultarea părților interesate. Conform
procedurii interne, consultarea părților interesate este efectuată minimum o dată la 3 ani sau anual pentru
grupe de părțile interesate noi identificate în cadrul procesului de analiză a dublei materialități.
Pentru anul de raportare a sustenabilității 2024, au fost consultate următoarele categorii de părți interesate,
parte a procesului de analiză de dublă materialitate:
▪ Angajați
▪ Management
▪ Acționari
▪ Sindicate
▪ Instituții financiare
▪ Clienți
▪ Consultanți externi
▪ Administrații publice și Comunități
▪ Furnizori
▪ Media
▪ Asociații industriale/profesionale
▪ Autorități de reglementare
▪ ONG-uri
Pentru consultarea părților interesate în cadrul analizei de dublă materialitate, Grupul Hidroelectrica a
distribuit un formular prin care a consultat opinia acestora asupra potențialelor teme materiale din sferele
de mediu, social și guvernanță.
Prioritizarea impacturilor se realizează prin evaluarea detaliată a magnitudinii și probabilității fiecărui impact.
Impacturile identificate sunt corelate direct cu riscurile și oportunitățile, care sunt apoi clasificate în funcție
de relevanța lor strategică.
Riscurile și oportunitățile identificate au fost analizate în procesul de analiză a dublei materialități pentru a
înțelege dacă acestea reies din dependențe sau din impacturi. Evaluarea a inclus și aspecte calitative precum
analiza continuării utilizării resurselor, dependența de resurse și relațiile critice din cadrul lanțului valoric și
alte efecte asupra fluxurilor de numerar viitoare.
Procesul de identificare, evaluare și gestionare a impacturilor și riscurilor nu este integrat în totalitate în
procesul general de gestionare a riscurilor la nivelul Grupului Hidroelectrica. Integrarea acestuia este
analizată în contextul dezvoltării continue a cadrului intern de management al riscurilor și al evoluției
cerințelor aplicabile ale standardelor ESRS. Riscurile identificate în conformitate cu cerințele ESRS sunt avute
în vedere în procesele interne de gestionare a riscurilor ale Hidroelectrica SA și ale entităților afiliate.
Procedurile de control intern aferente Registrului de Riscuri includ verificări periodice și audituri interne, în
scopul asigurării conformității. De asemenea, procesul de identificare, evaluare și gestionare a
oportunităților nu este, în prezent, integrat în totalitate la nivelul organizației.
În tabelul de mai jos, sunt prezentate temele, subtemele și sub-subtemele care au fost revalidate ca fiind
materiale și o justificare succintă cu privire la temele care nu sunt materiale și care nu au fost luate în
considerare în conținutul raportului.
Tema
Temele de sustenabilitate - Raport de Sustenabilitate 2025 („RS”)
Temă
Subtemă
Sub-subteme
Explicații
(parte din
capitolul
Guvernanță)
cibernetică
167
A fost identificată o sub-temă suplimentară – Securitatea cibernetică, ce va fi abordată în capitolul
Guvernanță, având în vedere importanța sa atât pentru societate (din perspectiva angajaților și a clienților),
cât și pentru securitatea energetică națională.
În tabelul următor sunt prezentate impacturile, riscurile si oportunitățile identificate și evaluate drept
materiale în cadrul analizei de dublă materialitate:
168
Subtemă
Impact
Lanț valoric
Actual/
Potențial
Orizont
de timp
Risc/Oportunitate (R/O)
Fizic/
Tranziție
Actual/
Potențial
Orizont de
timp
ESRS E1
Atenuarea
schimbărilor
climatice
Hidroelectrica SA: Prin natura sa,
produce energie electrică cu emisii
scăzute de carbon, ceea ce contribuie
pozitiv la atenuarea schimbărilor
climatice. Impactul pozitiv propriu-zis
este însăși producerea de energie verde
care reprezintă activitatea principală a
companiei.
Hidroserv: Prin întreținerea eficientă a
instalațiilor, contribuie la maximizarea
producției de energie regenerabilă
pentru ca prin întreținerea eficientă a
instalațiilor, se contribuie la
maximizarea producției de energie
verde și protecția mediului și a climei.
UCMH: Furnizarea de soluții
tehnologice, în speță generatoare
electrice și alte echipamente pentru
hidrocentrale, sprijină producția de
energie curată.
Amonte,
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
Grupul Hidroelectrica
Risc financiar: Nealinierea la traiectoriile UE de
reducere a emisiilor, în cazul în care investițiile
viitoare nu sunt în producție cu emisii scăzute
sau zero, poate avea un efect negativ asupra
veniturilor și costurilor. Costurile de aliniere
ulterioară pot fi substanțial mai mari, iar lipsa
investițiilor poate reduce veniturile rezultate
din reducerea producției.
De tranziție
Actual
Actual
Grupul Hidroelectrica
Oportunitate: Creșterea cererii pentru energie
regenerabilă oferă Hidroelectrica posibilitatea
de a atrage investiții în diversificarea surselor
de energie regenerabila (solar/eolian), si de
creștere a veniturilor.
De tranziție
Actual
Actual
ESRS E1
Adaptarea la
schimbări
climatice
Impact negativ: Schimbările climatice
sunt asociate cu pierderi operaționale
sau fluctuații mari anuale cauzate de
fenomene climatice legate de
disponibilitatea apei pentru producție la
hidrocentrale.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
Grupul Hidroelectrica
Risc financiar:
1. Scăderea resurselor de apă din cauza
secetelor prelungite, care ar reduce producția
hidrocentralelor, și deci scăderea veniturilor
generate din vânzarea de energie electrică.
2. Infrastructura expusă la evenimente
extreme (inundații, alunecări de teren) poate
De tranziție
Actual
Actual
169
duce la costuri mari de reparații și întreruperi
ale producției.
ESRS E1
Energie
Hidroelectrica SA: Impact pozitiv rezultat
din faptul că Hidroelectrica furnizează
energie curată și regenerabilă, fără
emisii poluante. Este flexibilă și
contribuie la stabilitatea rețelei
electrice. Oferă energie mai ieftină pe
termen lung și sprijină dezvoltarea
economică locală.
Hidroserv: Prin întreținerea și reparația
eficientă a centralelor, Hidroserv asigură
funcționarea optimă și reduce
potențialele întreruperi ale producției.
UCMH: Contribuie la modernizarea
infrastructurii energetice
Operațiuni
proprii, În aval
Actual
Actual
Grupul Hidroelectrica
Risc financiar asociat cu dependența de apa
pentru producția de energie poate face ca
Hidroelectrica să fie vulnerabilă în perioade de
secetă sau schimbări climatice extreme.
Costurile de investiții întârziate pot fi
substanțial mai mari, iar lipsa investițiilor
poate reduce veniturile rezultate din
reducerea producției.
De tranziție
Actual
Actual
Grupul Hidroelectrica
Oportunitate: Diversificarea mixtului energetic
cu integrarea surselor de energie solară și
eoliană poate reduce riscurile și crește
capacitatea de producție, rezultând într-o
creștere a veniturilor.
De tranziție
Actual
Actual
ESRS E4
Factorii
determinanți ai
impactului direct
asupra declinului
biodiversității
-
-
-
-
Risc financiar: Acest risc ar putea produce
efecte doar cu privire la eventuale întârzieri în
finalizarea proiectelor în construcție. În
prezent, nu există proiecte noi și ne referim
strict la proiectele în curs de dezvoltare, care
însumează aprox. 200 MW capacitate nouă
instalată, (comparat cu capacitatea totală în
funcțiune de aprox. 6300 MW). Întârzierile
sunt asociate cu costuri suplimentare pe
proiectele de investiții.
De tranziție
Potențial
Mediu, Lung
ESRS E4
Impactul asupra
caracteristicilor
speciilor
Impact negativ potențial:
Operațiuni
proprii, Amonte
(doar UCMH)
Potențial
Mediu,
Lung
Riscuri financiare
1. Potențiale riscuri de reglementare (ex.
debitele ecologice) ar putea genera riscuri
financiare in sensul reducerii producției de
De tranziție
Potențial
Mediu, Lung
170
1. Hidroenergie: Neasigurarea debitului
de servitute în aval ar putea influența
bunăstarea speciilor acvatice.
2. Energie eoliană: Există un impact
potențial asupra avifaunei de la
centralele eoliene, cu mențiunea că
acestea au fost construite recent, în
conformitate cu Directivele Europene cu
evaluarea strictă asupra mediului și
biodiversității, în principal evitarea căilor
de migrare a păsărilor.
3. Alte activități de producție: Activitățile
de producție echipamente ale UCMH
pot afecta biodiversitatea dacă se ia în
considerare întreg lanțul valoric (de la
extracția metalelor, folosite in procesul
de producție)
energie electrică și a veniturilor precum și
eventuale lucrări de investiții cu costuri
asociate.
2. Alte activități de producție echipamente:
Risc de neconformare cu actele de
reglementare (avize, acorduri, autorizații), care
se reflectă în costuri pentru amenzi.
ESRS S1
Condițiile de lucru
Impactul pozitiv generat de valorile
promovate de grup se manifestă prin
respectarea drepturilor angajaților și
susținerea unor condiții de lucru sigure.
De asemenea, implicarea activă a
liderilor de sindicat asigură o
comunicare continuă și eficientă cu
angajații, contribuind astfel la
bunăstarea generală a acestora.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
-
-
-
-
ESRS S1
Condițiile de lucru
Impact negativ potențial generat de
riscul de accident la locul de munca -
impact potențial dacă măsurile de
securitate și instruirea nu sunt
implementate corespunzător în
activitățile de zi cu zi. Astfel, crește riscul
de accidente, vătămări și afectează
sănătatea pe termen lung a angajaților.
Operațiuni
proprii
Potențial
Scurt,
Mediu,
Lung
-
-
-
-
171
ESRS S1
Oportunități și
tratament egal
pentru toți
Impact pozitiv - Grupul Hidroelectrica
recrutează angajați de toate genurile
(masculin, feminin, etc), echitatea de
gen este gestionată cu atenție în
practicile de angajare, promovare și
retenție, crescând atractivitatea forței
de muncă, retenția și performanța.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
-
-
-
-
ESRS S1
Alte drepturi
legate de munca
angajaților proprii
Impact pozitiv - Grupul Hidroelectrica
prin existența politicilor interne de
angajare, promovare și retenție revizuite
și îmbunătățite periodic, creste
atractivitatea forței de muncă, retenția
și performanța.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
-
-
-
-
ESRS S3
Drepturile
economice,
sociale și culturale
ale comunităților
în care operăm –
Locuințe adecvate
Impact pozitiv, prin furnizare de energie
la prețuri accesibile. În plus, amenajările
hidroenergetice au rol în atenuarea
undelor de viitură, alimentarea cu apă a
localităților, irigații, pisciculturi,
navigație prin ecluzare, recreere și
turism, stimularea economiei locale
(locuri de muncă și conectivitate
rutieră).
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
Oportunitate: Hidroelectrica SA poate investi
în dezvoltarea unor proiecte sustenabile de
care să beneficieze direct comunitățile locale,
cum ar fi educația, sănătatea sau formarea
profesională. De asemenea, poate colabora cu
autoritățile locale pentru a sprijini păstrarea
identității culturale și protecția patrimoniului.
Reputația locală atrage angajați performanți și
creste retenția lor, care reduc costurile de
recrutare și instruire.
N/A
Actual
Actual
Impactul negativ potențial indirect –
Posibile întreruperi temporare în
alimentarea cu apă potabilă brută a unor
beneficiari care extrag apa din
amenajările hidroenergetice exploatate
de Hidroelectrica, acești beneficiari
având responsabilitatea alimentării cu
apă potabilă a comunităților inclusiv în
situații excepționale și inclusiv
responsabilitatea asigurării sursei de
rezervă.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
-
-
-
-
172
ESRS S3
Drepturile civile
și politice ale
comunităților în
care operăm –
Impact legat de
securitatea
comunității
Impact pozitiv, proiectele și activitățile
Hidroelectrica se supun procedurilor de
obținere a actelor de reglementare de
mediu cu consultare publică, respectând
toate drepturile civile și politice ale
comunităților în care operează.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
-
-
-
-
ESRS S4
Impacturi legate
de informare
Impact negativ, in cazul in care
societatea nu reușește sa livreze
conform așteptărilor clienților legate de
transparență, informarea publicului și
conștientizare a beneficiilor energiei
regenerabile.
Operațiuni
proprii
Actual
Actual
Risc financiar potențial generat de pierderea
unor consumatori finali și implicit a veniturilor
aferente, daca nu se implementează
îmbunătățirea proceselor aplicabile pe
segmentul de furnizare al Hidroelectrica.
Fizic
Actual
Actual
ESRS G1
Cultura
organizațională
Impact pozitiv prin prisma dezvoltării
unei culturi organizaționale echitabile si
sănătoase și elaborarea codurilor de
etica pentru companiile Grupului
Hidroelectrica
Operațiuni
proprii, Amonte
Actual
Actual
Oportunitate: îmbunătățirea proceselor și
procedurilor interne în vederea asigurării unui
management eficient al activității societății,
precum și asigurarea remunerației echitabile,
asigurarea condițiilor de muncă, contribuie la
execuția planului de dezvoltare a societății,
implicit la stabilitatea financiară.
N/A
Actual
Actual
ESRS G1
Protecția
avertizorilor
Impact pozitiv: compania poate dezvolta
mecanisme de protecție a avertizorilor
care au un impact pozitiv in prevenirea
timpurie a potențialelor incidentelor
legate de integritate, contribuind la
construcția unui mediu de lucru integru.
Operațiuni
proprii, Amonte
Potențial
Mediu,
Lung
-
-
-
-
ESRS G1
Gestionarea
relațiilor cu
Impact potențial negativ moderat dacă
nu sunt respectate procedurile interne
în relația cu furnizorii, inclusiv dacă nu
sunt efectuate plățile în timp util.
Operațiuni
proprii, Amonte
Potențial
Lung
-
-
-
-
173
furnizorii,
inclusiv
practicile de
plată
Impact potențial negativ asupra relației
cu furnizorii si a stabilității lanțului de
aprovizionare.
Impact potențial negativ asupra puterii
de negociere si a timpului de finalizare a
lucrărilor.
ESRS G1
Corupția și
darea de mită
Impact negativ moderat dacă nu sunt
respectate codurile și procedurile
interne cu privire la corupția și darea de
mită cu efecte asupra mediului /
societății legate de reducerea încrederii
in instituții, distorsionarea competiției si
perpetuarea inegalităților sociale.
Operațiuni
proprii, Amonte
Potențial
Lung
-
-
-
-
Subiect adițional
– Securitate
digitală
Protecția
datelor
informatice
Impact potențial negativ moderat în caz
de incidente sau accidente legate de
securitatea datelor informatice.
Expunerea datelor personale implică
riscuri majore de securitate și financiare,
principalele pericole fiind furtul de
identitate, fraudele financiare și
exploatarea informațiilor în scopuri
infracționale.
Operațiuni
proprii
Potențial
Mediu,
Lung
Riscul financiar este legat de securitatea
datelor tehnice - servicii esențiale în producția
de energie electrică. In cazul unor incidente
pot fi afectate atât veniturile cât și costurile de
remediere. Riscul de compromitere a datelor
clienților ca urmare a atacurilor cibernetice, au
suplimentar efecte financiare și reputaționale,
cu costuri suplimentare legate de potențiale
litigii, sau venituri reduse cauzate de
degradarea reputației.
De tranziție
Potențial
Mediu, Lung
174
Cerințe de prezentare de informații din ESRS acoperite în raport
Cerințe de prezentare de informații din ESRS acoperite de declarația privind durabilitatea a
întreprinderii
IRO-2
Informații cu privire la impacturile, riscurile și oportunitățile semnificative ale Grupului Hidroelectrica
sunt prevăzute în fiecare capitol dedicat temelor ESRS.
De asemenea, un tabel detaliat care include cerințele de prezentare se regăsește în Anexa 2 din
Regulamentul privind indicii de referință și Legea Climei, evidențiază în secțiunea MDR-T punctele de
date care decurg din aceste acte legislative ale UE pentru a asigura o raportare conformă.
Lista cerințelor de prezentare aferente acestui raport sunt incluse în tabelul care se regăsește în
Anexa 1. Cerințe minime de prezentare de informații privind politicile și acțiunile
Politici adoptate pentru gestionarea aspectelor de sustenabilitate semnificative
MDR-P
Politicile și acțiunile aferente temelor materiale sunt prezentate în secțiunile raportului ESRS E1, S1,
S3, S4 și G1. În situațiile în care nu există politici adoptate sau acțiuni formalizate la nivelul
documentelor interne, Grupul a precizat acest aspect și, acolo unde este cazul, a indicat un interval
pentru adoptarea acestora.
Acțiuni și resurse privind aspectele de durabilitate semnificative
MDR-A
Acțiunile necesare pentru fiecare temă materială sunt prezentate în secțiunile raportului ESRS E1, S1,
S3, S4, și G1.
În anul 2025, acțiunile de sustenabilitate ale Hidroelectrica SA s-au bazat pe îndeplinirea Planului
Strategic de Sustenabilitate adoptat în anul 2023 și axat pe 22 de inițiative, care pot fi regăsite în
Raportul de Sustenabilitate 2023, în dreptul temelor materiale identificate. În anul 2025,
Hidroelectrica SA nu a revizuit Planul Strategic de Sustenabilitate pentru a-l alinia la cerințele
standardului ESRS și la IRO-urile materiale identificate deoarece s-a decis așteptarea intrării în vigoare
a standardelor ESRS revizuite, și luarea deciziilor pe baza cerințelor acestora. Planul Strategic de
Sustenabilitate se estimează că va fi revizuit după revizuirea standardelor ESRS în prezent in proces de
revizuire si aprobare.
Indicatori și ținte
Indicatori privind aspectele de durabilitate semnificative
MDR-M
Indicatorii și țintele privind aspectele de sustenabilitate semnificative sunt prezentate în secțiunile
raportului (ESRS E1, S1, S3, S4, și G1), aceștia fiind alocați pentru fiecare temă materială. În cazul în
care nu există indicatori și ținte formalizate la nivelul documentelor interne, Grupul a precizat acest
aspect și, acolo unde este cazul, a indicat un interval de timp estimat pentru adoptarea acestora.
175
Urmărirea eficacității politicilor și a acțiunilor prin intermediul țintelor
MDR-T
Indicatorii pentru fiecare temă materială sunt prezentați în secțiunile raportului ESRS E1, E4, S1, S3,
S4, și G1. Țintele de sustenabilitate adoptate în anul 2023 vor fi actualizate în conformitate cu IRO-
urile materiale identificate ca urmare a analizei de dublă materialitate și vor fi aliniate standardului
ESRS revizuit, după adoptarea acestuia. Grupul a precizat acest aspect și, acolo unde este cazul, va
indica un interval de timp estimat pentru adoptarea acestora
Punctele de date care decurg din alte acte legislative ale UE se regăsesc în tabelul din Anexa 1.
SCHIMBĂRILE CLIMATICE
ESRS E1
Orientare strategică și concepte pentru protecția climei
Schimbările climace au potențialul de a genera riscuri cu efecte atât pe termen scurt (acute), cât și
pe termen lung (cronice) pentru numeroase industrii. În cazul Grupului Hidroelectrica, aceste riscuri
se manifestă, în principal, prin modicări ale regimului precipitațiilor, valuri de căldură, perioade
prelungite de secetă, incendii, furtuni, inundații și alte fenomene meteorologice extreme, precum și
prin variații ale disponibilității resurselor de apă. Aceste evoluții pot inuența acvitățile Grupului și
necesită măsuri de gesonare adecvate. Grupul Hidroelectrica integrează considerentele de protecție
a mediului în desfășurarea acvităților sale, în conformitate cu cadrul de reglementare aplicabil și cu
policile interne adoptate. Hidroelectrica SA produce energie electrică din surse regenerabile și
urmărește limitarea impactului asupra mediului, precum și îmbunătățirea performanței de mediu, în
conformitate cu actele de reglementare și obiecvele strategice ale Grupului.
În contextul schimbărilor climace, au fost idencate și o serie de măsuri potențiale, precum
dezvoltarea programelor de invesții în unitățile de producere a energiei în vederea menținerii sau
îmbunătățirii ecienței producției de energie electrică din hidrocentrale, precum și evaluarea nevoilor
de invesții în noi capacități de producție din alte surse regenerabile, inclusiv solar și eolian pentru
menținerea nivelului de producție, precum și baterii de stocare.
Planul de tranziție pentru atenuarea schimbărilor climace
ESRS E1-1
Deși planul de tranziție nu este încă nalizat, aându-se în formă dra, având în vedere domeniul său
de acvitate, respecv producerea de energie electrică din surse regenerabile, Grupul Hidroelectrica
contribuie la tranziția către un sistem energec cu emisii reduse de carbon și la obiecvele Uniunii
Europene privind neutralitatea climacă până în anul 2050. La nivelul anului de raportare 2025, Grupul
Hidroelectrica deține un Plan de Acțiuni inclus în Strategia de Sustenabilitate 2023-2030 aprobată în
2023. În contextul evoluției cerințelor de raportare ESRS, Grupul analizează necesitatea alinierii și
actualizării acestui plan și a strategiei asociate, în funcție de modicările aplicabile ale standardelor.
De asemenea, în cursul anului 2025, Grupul Hidroelectrica a pregăt în dra un Plan de tranziție pentru
176
atenuarea schimbărilor climace, care descrie direcțiile generale de acțiune în vederea reducerii
emisiilor de gaze cu efect de seră și susținerii tranziției energece.
Anumite demersuri strategice și componente ale Planului de tranziție au fost elaborate în anul 2025,
însă, cu toate acestea, se are în vedere o reevaluare a acestora în următoarea perioadă și aprobarea
planului. “Elaborarea planului de tranziție pentru atenuarea schimbărilor climace este o măsură de
combatere a riscurilor legate de disponibilitatea apei în viitor și alte riscuri de tranziție semnicave”
Planul de tranziție elaborat în dra include o serie de masuri existente și planicate prezentate mai jos
in cadrul analizei de reziliență.
Grupul Hidroelectrica nu face obiectul excluderilor prevăzute în Cadrul de Referință al Uniunii
Europene aliniat la Acordul de la Paris, în conformitate cu criteriile de excludere stabilite la art. 12 alin.
(1) lit. (d)–(g) și art. 12 alin. (2) din Regulamentul privind Standardele de Referință Climacă
(Regulamentul Delegat (UE) 2020/1818).
Impacturile, riscurile și oportunitățile semnicave și interacțiunea acestora cu strategia și modelul
de afaceri
ESRS 2 SBM-3, IRO-1
Impacturile, riscurile și oportunitățile semnicave asociate schimbărilor climace sunt prezentate în
tabelul de mai jos, asel cum au fost idencate și evaluate în cadrul analizei de dublă materialitate,
descrisă în Secțiunea ESRS 2 – IRO 1. Evaluarea riscurilor climace și studiul de vulnerabilitate
climacă, inclusiv analiza pe scenarii de încălzire globală, au fost realizate în anul 2025, conform
calendarului prevăzut de Strategia de Sustenabilitate 2023-2030.
Subtemă
Impact
Risc/Oportunitate (R/O)
ESRS E1
Atenuarea
schimbărilor
climatice
Hidroelectrica SA: Prin natura sa, produce energie electrică cu emisii
scăzute de carbon, ceea ce contribuie pozitiv la atenuarea
schimbărilor climatice. Impactul pozitiv propriu-zis este însăși
producerea de energie verde care reprezintă activitatea principală a
companiei.
Hidroserv: Prin întreținerea eficientă a instalațiilor, contribuie la
maximizarea producției de energie regenerabilă pentru ca prin
întreținerea eficientă a instalațiilor, se contribuie la maximizarea
producției de energie verde și protecția mediului și a climei.
UCMH: Furnizarea de soluții tehnologice, în speță generatoare
electrice și alte echipamente pentru hidrocentrale, sprijină producția
de energie curată.
Grupul Hidroelectrica
Risc financiar: Nealinierea la traiectoriile
UE de reducere a emisiilor, in cazul in care
investițiile viitoare nu sunt in producție cu
emisii scăzute sau zero, poate avea un
efect negativ asupra veniturilor si
costurilor. Costurile de aliniere ulterioara
pot fi substanțial mai mari, iar lipsa
investițiilor poate reduce veniturile
rezultate din reducerea producției.
Grupul Hidroelectrica
Oportunitate: Creșterea cererii pentru
energie regenerabilă oferă Hidroelectrica
posibilitatea de a atrage investiții în
diversificarea surselor de energie
regenerabila (solar/eolian), si de creștere a
veniturilor.
ESRS E1
Adaptarea la
schimbări
climatice
Impact negativ: Schimbările climatice sunt asociate cu pierderi
operaționale sau fluctuații mari anuale cauzate de fenomene
climatice legate de disponibilitatea apei pentru producție la
hidrocentrale.
Grupul Hidroelectrica
Risc financiar:
1. Scăderea resurselor de apă din cauza
secetelor prelungite, care ar reduce
producția hidrocentralelor, și deci
scăderea veniturilor generate din vânzarea
de energie electrică.
2. Infrastructura expusă la evenimente
extreme (inundații, alunecări de teren)
177
poate duce la costuri mari de reparații și
întreruperi ale producției.
ESRS E1
Energie
Hidroelectrica SA: Impact pozitiv rezultat din faptul că Hidroelectrica
furnizează energie curată și regenerabilă, fără emisii poluante. Este
flexibilă și contribuie la stabilitatea rețelei electrice. Oferă energie
mai ieftină pe termen lung și sprijină dezvoltarea economică locală.
Hidroserv: Prin întreținerea și reparația eficientă a centralelor,
Hidroserv asigură funcționarea optimă și reduce potențialele
întreruperi ale producției.
UCMH: Contribuie la modernizarea infrastructurii energetice
Grupul Hidroelectrica
Risc financiar asociat cu dependența de
apa pentru producția de energie poate
face ca Hidroelectrica să fie vulnerabilă în
perioade de secetă sau schimbări climatice
extreme. Costurile de investiții întârziate
pot fi substanțial mai mari, iar lipsa
investițiilor poate reduce veniturile
rezultate din reducerea producției.
Grupul Hidroelectrica
Oportunitate: Diversificarea mixtului
energetic cu integrarea surselor de energie
solară și eoliană poate reduce riscurile și
crește capacitatea de producție, rezultând
într-o creștere a veniturilor.
Grupul Hidroelectrica a realizat un studiu conform criteriilor prevăzute în Apendicele A din
Regulamentul delegat (UE) 2021/2139 al Comisiei din 4 iunie 2021 de completare a Regulamentului
(UE) 2020/852 al Parlamentului European și al Consiliului prin stabilirea criteriilor tehnice de
examinare pentru a determina condițiile în care o acvitate economică se calică drept acvitate care
contribuie în mod substanțial la atenuarea schimbărilor climace sau la adaptarea la schimbările
climace și pentru a stabili dacă acvitatea economică aduce prejudicii semnicave vreunuia dintre
celelalte obiecve de mediu. În urma studiului, Grupul a evaluat impactul schimbărilor climace
asupra operațiunilor sale, inclusiv analiza de reziliență a strategiei și a modelului de afaceri, luând în
considerare diferite scenarii climace, inclusiv scenarii climace cu emisii ridicate, respecv scenariu
climac în concordanță cu limitarea încălzirii globale la 1,5 grade Celsius și va dezvolta o Strategie și un
Plan de acțiune actualizate, după cum este precizat în capitolul Planul de tranziție pentru atenuarea
schimbărilor climace de mai sus. Analiza producției din ulmii 25 de ani a indicat că, în condiții de
secetă severă, producția de energie electrică poate înregistra o scădere de până la 24,42% comparav
cu media perioadei analizate. Acest rezultat evidențiază importanța gesonării resurselor de apă și a
evaluării opțiunilor de diversicare a surselor de energie.
Riscurile climace au fost considerate și la stabilirea direcțiilor strategice ale companiei legate de
diversicarea surselor de energie, opmizare pentru ecare sucursală, ind analizate acv în
conturarea angajamentelor, și acțiunilor relevante.
Hidroelectrica își adaptează modelul de afaceri la schimbările climace pe termen scurt, mediu și lung
În principal prin asigurarea accesului connuu la fonduri pentru diversicare, pentru modernizarea
acvelor existente și modicarea portofoliului de produse și servicii, invesțiile ind bugetate anual.
Analiza rezilienței, efectuată în perioada septembrie-decembrie 2025, se bazează pe riscurile nete din
analiza scenariilor climace, arată că Hidroelectrica poate aborda în mod adecvat riscurile idencate
în diferite scenarii climace și își poate menține reziliența. Riscurile nete reprezintă riscurile rămase
după luarea în considerare a factorilor de atenuare, cum ar  implementarea măsurilor de reducere a
riscurilor. Impacturile potențiale rezultate sunt reectate pentru anii 2030, 2040 și 2050, acoperind
atât riscurile de tranziție, cât și pe cele zice. Pentru riscurile brute materiale de tranziție idencate,
măsurile principale de atenuare adecvate sunt incluse în strategia de afaceri a Hidroelectrica. Aceste
măsuri, în principal de diversicare a sursei de energie regenerabilă sau de stocare, sunt concepute
178
pentru a reduce atât probabilitatea apariției, cât și magnitudinea impacturilor potențiale, consolidând
asel reziliența companiei.
Analiza include toate sucursalele Hidroelectrica SA, dar nu include subsidiarele Hidroserv și UCMH,
deoarece riscul semnicav de disponibilitate a resurselor în funcție de schimbările climace este
aplicabil Hidroelectrica SA, scopul ind de a analiza reziliența la acest risc semnicav. Obiecvul
principal este înțelegerea situației viitoare legată de factorii de risc climac care pot perturba
acvitatea Hidroelectrica, incertudinile ind legate de modelele climace IPCC.
Evaluarea riscurilor climace și a vulnerabilității a fost realizată pentru locațiile și acvitățile
Hidroelectrica, incluzând centrale hidroenergece, microhidrocentrale, parcuri eoliene și fotovoltaice.
Asel, au fost cuprinse un număr de 183 de centrale hidroenergece și microhidrocentrale (CHE și
MHC), localizate pe teritoriul României și organizate în cadrul a 7 sucursale ale Hidroelectrica: Bistrița
(28 de centrale), Curtea de Argeș (44 de centrale), Cluj (23 de centrale), Hațeg (30 de centrale), Porțile
de Fier (11 centrale), Râmnicu Vâlcea (24 de centrale) și Sebeș (23 de centrale). Acestea includ atât
centrale situate pe rul apei, cât și centrale cu acumulare. Prin centrale cu acumulare înțelegem acele
centrale cap de cascadă care uzinează debitul dintr-un lac de acumulare mare, precum și centralele
aval de acestea, care nu beneciază de aport semnicav din alte bazine hidrograce. În ceea ce
privește parcurile eoliene, acestea sunt localizate pe teritoriul județului Constanța.
În cadrul Regulamentului delegat (UE) 2021/2139 al Comisiei, care completează Regulamentul privind
taxonomia UE și stabilește criteriile tehnice de examinare pentru acvitățile economice cu impact
climac, sunt denite o serie de riscuri climace relevante, preluate și în Direcva ESRS, în standardul
ESRS E1 – Schimbările climace. Aceste riscuri sunt clasicate în două mari categorii: riscuri climace
acute, asociate cu evenimente extreme (precum inundații, furtuni, valuri de căldură), și riscuri
climace cronice, asociate cu modicări graduale ale parametrilor climaci (precum creșterea
temperaturii medii, scăderea precipitațiilor sau modicarea regimului hidrologic). În plus, riscurile sunt
grupate în funcție de factorul climac principal: temperatură, vânt, apă, respecv masa solidă. Aceste
categorii de fenomene de risc au fost ulizate, ind evaluat potențialul lor în raport cu acvitățile
desfășurate.
• Riscurile cronice legate de temperatură sunt: Schimbarea temperaturii (aer, apă dulce, apă de
mare), Stresul termic, Variabilitatea temperaturii și Topirea permafrostului
• Riscurile acute legate de temperatură sunt Canicula, Valurile de frig / îngheț și Incendiile
foresere.
• Riscurile cronice legate de vânt se referă la schimbarea regimului vânturilor.
• Riscurile acute legate de vânt includ fenomene precum Ciclon / Uragan / Taifun, Tornadă,
respecv Furtuni (inclusiv viscole și furtuni de praf și de nisip).
• Riscurile cronice legate de ape se referă la: Schimbarea regimului precipitațiilor și a parelor
de precipitații (ploaie, grindină, zăpadă/gheață), Variabilitatea precipitațiilor sau hidrologică,
Stresul hidric, Acidierea oceanelor, Intruziunea salină și Creșterea nivelului mării.
• Riscurile acute legate de apă cuprind Seceta, Precipitații abundente (ploaie, grindină, zăpadă
/ gheață), Inundații (coseră, uvială, pluvială sau subterană) și Golirea bruscă a lacurilor
glaciare.
A fost efectuată o sortare preliminară al celor 28 de riscuri din ESRS. Asel, doar riscurile semnicave
au făcut obiectul unei analize detaliate pentru care vor  evidențiate măsurile stabilite.
Analiza riscurilor de tranziție efectuată în cadrul scenariului cu emisii nete zero (NZE) de 1,5°C indică
faptul că Hidroelectrica se confruntă cu unele riscuri nete de tranziție relevante. Cel mai semnicav
risc constă în potențialele creșteri ale costurilor de invesții în diversicare. Acestea sunt în același
mp și oportunități de ocupare a capacității rețelei de transport înaintea competorilor, energia
179
electrica din panouri fotovoltaice produsa poate  mixată cu cea din hidroenergie anterior introducerii
în rețeaua de transport pe acordurile de livrare existente.
• Riscuri de conformare legală: Costuri aferente modicării legislației de mediu si /sau opoziția
stakeholderilor sau Respectarea reglementărilor de folosire a apei
• Riscuri tehnologice: Disponibilitate inconsistentă a surselor regenerabile pentru producerea
de hidroenergie, Disponibilitate inconsistentă a surselor regenerabile pentru producerea de
energie eoliană, Creșterea mpului de nefuncționare și a costurilor de întreținere ale
hidrocentralelor, Creșterea costurilor prin invesții în baterii pentru stocare, Invesții
nereușite în alte surse de energie
• Risc de piață: Dezavantaj compev din cauza reglementărilor ESG asimetrice legate de
intensitatea carbonului., Avantaj compev all competorilor datorită capacității de stocare
• Risc reputațional: Costuri asociate cu ligiile de greenwashing, Imaginea Hidroelectrica
afectată de neîndeplinirea obiecvelor și angajamentelor privind producția de energie
regenerabilă
Ca parte a analizei riscurilor zice, au fost idencate toate riscurile brute relevante pentru ecare
amplasament și au fost denite măsurile de adaptare corespunzătoare. Pe baza acestor măsuri de
adaptare (cum ar  pregărea pentru inundații și diversicarea surselor sau îmbunătățirile
infrastructurii pentru stocarea și transportul energiei electrice), evaluările inițiale ale riscurilor brute
au fost ajustate, iar riscurile nete de tranziție rezultate au fost evaluate. Acest lucru demonstrează că
impactul potențial al anumitor riscuri materiale poate  redus, iar riscurile nete reectă expunerea
reziduală a ecărui amplasament după eforturile de adaptare.
Măsurile existente și planicate
Riscurile sunt reduse prin măsurile de reziliență implementate în ecare Sucursală – prin opmizarea
uzinării apei si la nivel central prin invesții în diversicare. Monitorizarea connuă și analiza
actualizată a datelor rămân esențiale pentru a aborda natura dinamică a schimbărilor climace,
aplicabilă Hidroelectrica. Planurile anuale de producție se realizează pe baza mediilor istorice ale
debitelor, iar bugetele de întreținere ale hidrocentralelor sunt concepute de așa natură încât să
acopere evenimentele meteorologice precum viiturile.
Opmizarea producției de energie se realizează folosind sistemul SCADA (Supervisory Control and Data
Acquision), care permite monitorizarea în mp real a parametrilor de funcționare, controlul
automazat al echipamentelor și instalațiilor, precum și colectarea și transmiterea datelor
operaționale către dispecerat și management, ținând cont de condițiile hidrologice, restricțiile impuse
și dinamica pieței energece.
Hidroelectrica dispune de planuri și regulamente de exploatare pentru diferite situații de funcționare
precum starea normală, condiții de secetă sau inundații. Asel, în perioadele de secetă severă, se
opmizează ulizarea apei din lacuri pentru a menține producția de energie la un nivel opm și a
valorica la maxim resursa de apa. Dintre măsurile întreprinse la nivelul Hidroelectrica pentru
gesonarea ecientă a riscurilor climace menționăm monitorizarea connuă a datelor hidrologice și
meteorologice, precum debitele in amonte și la centrală, temperaturile zilnice, nivelurile lacurilor și
precipitațiile, cu măsurători realizate la ecare hidrocentrală și prognoze primite de la Instutul
Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor (INHGA). Datele sunt transmise zilnic către
Administrația Națională Apele Române (ANAR), iar în cazul în care se anunță viituri, lacurile de
acumulare sunt golite prevenv pentru a preveni inundațiile și pentru opmizarea valoricării resursei
de apa. Există planuri de apărare și sisteme de alarmare a populației, iar lucrările de protecție riverană
și structurile proiectate pentru debite extreme asigură siguranța exploatării.
180
Gesonarea riscurilor climace implică o colaborare strânsă cu autoritățile. Respectarea debitelor
minime ecologice este stabilită în cadrul autorizațiilor de gospodărire a apei, acolo unde este aplicabil,
cu respectarea legislației în vigoare care acordă prioritate consumului uman de apă și energie.
Hidroelectrica, o companie tradițional producătoare de hidroenergie, a început diversicarea surselor
de energie regenerabilă, încă din anul 2021 prin achiziția centralei eoliene Crucea Nord aată în
județul Constanța, având o capacitate instalată de 108 MW, adăugată în portofoliul Hidroelectrica -
Sucursala Wind prin fuziune începând cu anul 2023.
De asemenea, sunt realizate invesții în baterii de stocare a energiei, cu scopul de a atenua impactul
nanciar prin opmizarea introducerii de energie în sistemul de transport.
Invesțiile în energie regenerabilă includ proiecte privind instalarea de panouri fotovoltaice pe
suprafețele lacustre și pe toate centralele de pe râul Olt.
Conform Legii energiei electrice și a gazelor naturale nr. 123/2012, Compania Națională de Transport
al Energiei Electrice „Transelectrica” S.A. planică dezvoltarea RET, ținând seama de stadiul actual și
evoluția prognozată a consumului, parcului de producție și schimburilor de energie electrică și
elaborează la ecare 2 ani un Plan de dezvoltare pentru următorii 10 ani succesivi. Transelectrica
investește în capacitatea de transport, asigurând corelarea Planului European de dezvoltare a rețelei
de transport al energiei electrice pe zece ani – “Ten-Year Network Development Plan (TYNDP) cu Planul
național de dezvoltare a rețelei de transport al energiei electrice pe zece ani.
O serie de măsuri sunt de asemenea prevăzute la nivel de bazin hidrograc Planul național de
management actualizat aferent porțiunii din bazinul hidrograc internațional al uviului Dunărea care
este cuprinsă în teritoriul României (2021), care demonstrează preocuparea la nivel de bazin
hidrograc pentru adaptarea la schimbările climace legate de disponibilitatea apei.
Evaluarea calitavă a riscurilor de tranziție și înainte și după măsuri duce la concluzia că, în cazul
Hidroelectrica, cel mai semnicav risc este legat de decitul de apă viitor, care este principala resursă
necesară, cu un potențial efect brut semnicav asupra veniturilor pe lângă plafonarea prețurilor care
poate contribui de asemenea. Măsurile implementate sau preconizate vor menține toate aceste riscuri
la un nivel scăzut sau mediu.
În anul 2025, Grupul Hidroelectrica a realizat o evaluare a amprentei de carbon corporavă (CCF) care
include Scopurile 1, 2, 3, ulizând GHG Protocol, metodologie recunoscută la nivel internațional.
Rezultatele acestei evaluări sprijină monitorizarea emisiilor și idencarea oportunităților de
îmbunătățire. Informații suplimentare sunt prezentate în secțiunea ESRS E1-6.
Polici adoptate pentru gesonarea schimbărilor climace
ESRS E1-2
La nivel de Grup, nu s-a formulat o polică separată dedicată schimbărilor climace, impacturilor,
riscurilor, oportunităților legate de climă deoarece încă nu a fost nalizată strategia de sustenabilitate
în baza materialității actualizate.
Acțiuni și resurse privind schimbările climace
ESRS E1-3
Grupul Hidroelectrica implementează acțiuni și ulizează resurse operaționale, resurse umane,
nanciare, tehnice si logisce, în vederea gesonării riscurilor și impacturilor asociate schimbărilor
climace. În ceea privește riscurile zice, precum secetele prelungite și evenimentele climace
181
extreme (inundații, alunecări de teren), Grupul dispune de infrastructuri și soluții tehnice care
contribuie la adaptarea acvităților sale, inclusiv baraje și acumulări pentru stocarea apei. Acvitățile
operaționale includ, de asemenea, măsuri de control și atenuare a undelor de viitură pentru
tranzitarea debitelor ridicate prin obiecvele hidroenergece aate în administrare, precum și
acvități specice de ecluzare pentru asigurarea navigației pe uviul Dunărea. Hidroelectrica SA
desfășoară, totodată, acvități de regularizare a debitelor, protecție împotriva inundațiilor și asigurare
a debitelor ecologice, în conformitate cu actele de reglementare aplicabile.
În plus, Grupul Hidroelectrica analizează opțiuni de diversicare a mixului energec prin surse
regenerabile complementare, precum energia solară și eoliană, care pot contribui la reducerea
expunerii la riscurile asociate dependenței de resursele de apă, în funcție de cadrul strategic și de
reglementare aplicabil.
Premergător Planului ”Net Zero emisii GES”, au fost stabilite două acțiuni principale, în acord cu
obiectivul Societății de a fi un lider local și regional în producerea de “energie verde” și în sprijinirea
tranziției către o economie eficientă energetic, bazată pe energie regenerabilă. Acestea sunt:
(i) creșterea și diversificarea producției de energie electrică din surse regenerabile, prin
dezvoltarea sau achiziția de noi capacități de producere a energiei și
(ii) retehnologizarea/ modernizarea capacităților de producție existente.
Acțiunile desfășurate în 2025 includ studii de fezabilitate, proiectarea investițiilor de energie verde
constând în parcuri fotovoltaice și proiecte de retehnologizare a barajelor.
Ținte legate de atenuarea schimbărilor climace și adaptarea la acestea
ESRS E1-4
Pentru anul de raportare 2025 Grupul Hidroelectrica a realizat calculul emisiilor de gaze cu efect de
seră (GES), în conformitate cu metodologia GHG Protocol Corporate Accounng and Reporng
Standard (GHG Protocol)
2
.
Anul 2025 reprezintă al doilea an de raportare al grupului realizat în conformitate cu cerințele ESRS,
iar anul 2024 a fost stabilit ca an de referință pentru raportarea emisiilor de GES. Țintele privind
reducerea emisiilor de GES (emisii directe – Scop 1 și 2 și emisii indirecte – Scop 3) urmează să e
denite în anul de raportare următor, odată cu denivarea Strategiei de Sustenabilitate.
Planul de tranziție - Planul „net Zero emisii GES”, în cursul anului 2025 a fost pregăt un dra, acesta
adresând emisiile directe din producția de energie și alinierea la traiectoria UE pentru sector, dar încă
nu au fost denivate ținte legate de atenuarea și adaptarea la schimbările climace și nici bugete de
resurse alocate în acest sens. Țintele referitoare la emisiile Scop 2 se vor stabili ulterior și monitoriza
conform criteriului “bazate pe piață”. Planul de tranziție aat în formă dra nu a fost încă aprobat.
Energie și emisii
Consum de energie și mixul energec
ESRS E1-5
În anul 2025, consumul de energie la nivelul Grupului Hidroelectrica a fost de 383.113MWh, consumul
de energie electrică provenită din surse regenerabile (generată intern) a fost de 368.009MWh, iar
2
https://ghgprotocol.org/corporate-standard
182
consumul de energie provenind din surse fosile a fost de 15.102MWh, incluzând atât energia termică
cât și gazele naturale.
În tabelul de mai jos este prezentat consumul total de energie pentru anul 2025 la nivelul Grupului
Hidroelectrica.
Consumul de energie și mixtul energetic
Anul 2024
Anul 2025*
(1) Consumul de combustibil din cărbune și produse
pe bază de cărbune (MWh)
-
-
(2) Consumul de combustibil din țiței și produse
petroliere (MWh)*
8.749
8.508
(3) Consumul de combustibil din gaze naturale (MWh)
7.273
6.574
(4) Consumul de combustibil din alte surse fosile
(MWh)
-
-
(5) Consumul de energie electrică, căldură, abur și
agent răcire achiziționate sau obținute din surse fosile
(MWh)
73
19,93
(6) Consumul total de energie din surse fosile (MWh)
(calculat ca suma rândurilor 1-5)
16.095
15.102
Ponderea surselor fosile în consumul total
de energie (%)
4,3%
3,94%
(7) Consumul din surse nucleare (MWh)
-
2,74
Ponderea consumului din surse nucleare în
consumul total de energie (%)
0%
0%
(8) Consumul de combustibil din surse regenerabile,
inclusiv biomasă (cuprinzând inclusiv deșeuri
industriale și municipale de origine biologică, biogaz,
hidrogen din surse regenerabile etc.) (MWh)
-
-
(9) Consumul de energie electrică, căldură, abur și
răcire achiziționate sau obținute din surse
regenerabile (MWh)
-
8,66
(10) Consumul de energie regenerabilă produsă
intern, care nu provine din combustibili (MWh)
362.178
368.000
(11) Consumul total de energie din surse regenerabile
(MWh) (calculat ca suma rândurilor 8-10)
362.178
368.009
Ponderea surselor regenerabile în consumul
total de energie (%)
95,7%
96,06%
Consumul total de energie (MWh) (calculat ca suma
rândurilor 6, 7 și 11)
378.273
383.113
*2025 este al doilea an de raportare la nivel de grup, ESRS.
Pentru electricitate, alocarea energiei achiziționate și consumate pe ecare p de sursă este efectuată
în baza echetei energece, ulma disponibilă și publicată la momentul raportului, cea din 2024.
*Pentru transformarea volumului de combusbil în MWh, a fost folosit factorul DECC’s GHG Conversion Factors for Company Reporng, and
Digest of UK Energy Stascs (DUKE)
Intensitatea energetică per venit net
2024
2025
% N / N-1
Consumul total de energie din activitățile din sectoarele economice
cu impact climatic ridicat per venit net din activități în sectoarele
cu impact climatic ridicat (MWh/milioane RON)
41,46
39.83
-4%
Consumul total de energie din activitățile din sectoarele economice
cu impact ridicat asupra climei (MWh)
378.273
383.113
1%
183
Intensitatea energetică per venit net
2024
2025
% N / N-1
Venituri nete din activități din sectoarele economice cu impact
ridicat asupra climei utilizate pentru calcularea intensității
energetice (milioane RON)
9.123
9.619
5%
Venituri nete din alte activități din sectoarele economice cu impact
ridicat asupra climei (unitate monetară)
0
0
0
Total venituri nete
(situații financiare-venit din exploatare) (milioane RON)
9.123
9.619
5%
Calculul consumurilor nu a fost validat de un organism extern, altul decât furnizorul asigurării.
Corelarea intensității energece pe baza venitului net cu informații de raportare nanciare
Venituri nete din activități din sectoarele cu impact ridicat asupra climei
utilizate pentru calcularea intensității energetice* (milioane RON)
9.619
Venituri nete (altele)
0
Total venituri nete** (situații financiare) (milioane RON)
9.619
* „Sectoare climace cu impact ridicat” înseamnă sectoarele enumerate în secțiunile A-H și în secțiunea L din
anexa I la Regulamentul (CE) nr. 1893/2006 al Parlamentului European și al Consiliului
**Venituri conform Situațiilor nanciare consolidate întocmite în conformitate cu IFRS-EU
Veniturile Grupului sunt obținute din producția si furnizarea de energie electrică, care sunt sectoare
climace cu impact ridicat conform secțiunilor A-H și L din anexa I la Regulamentul (CE) nr. 1893/2006
al Parlamentului European și al Consiliului.
2024
2025
Producția de energie electrică din surse neregenerabile (GWh)
0
0
Producția de energie electrică din surse regenerabile* (GWh)
14.224
12.215
Cantitate energie electrică Furnizare (GWh)
5.572
7.244
*include autoconsum
Datele referitoare la energie nu au făcut obiectul unei vericări de către un alt organism extern, în
afara furnizorului de asigurare.
Emisiile brute de GES Scop 1, 2, 3 și emisiile totale de GES
ESRS E1-6
Metodologiile, ipotezele semnicave și factorii de emisie ulizați pentru calcularea sau măsurarea
emisiilor de GES
Pentru calculul emisiilor de CO
2
e (CO
2 echivalent
) au fost ulizate:
184
• Instrumente de calcul conform Standardului GHG Protocol
• Factori de emisie acceptați: Ulizați pentru surse de emisii intersectoriale și specice
sectorului, cu posibilitatea de adaptare la locații specice. În cazul în care nu a existat un factor
de emisii specic, s-a ulizat cel mai apropiat factor disponibil, în funcție de cheltuieli sau
cantăți, prin accesarea bazelor de date DEFRA și DENSZ 2025.
Pentru calculul emisiilor de CO
2
Grupul Hidroelectrica a ulizat instrumente de calcul conform
Standardului GHG Protocol, care sunt disponibile pe site-ul GHG Protocol.
În metodologia de calcul au fost ulizați factori locali sau factori DEFRA/DENZ
3
din baze de date publice
ulizate la nivel internațional. GHG Protocol recunoaște factorii de conversie pentru raportarea
companiilor elaborați de Guvernul Regatului Unit (DEFRA/DENZ) și îi include ca sursă recomandată în
instrumentele sale de calcul.
Aceste instrumente includ ulizarea unor formule care facilitează calculul emisiilor pe baza datelor de
acvitate și a factorilor de emisie specici. De exemplu, pentru emisiile din surse staționare și mobile,
s-au folosit factori de emisie acceptați pe scară largă, exprimați în unități precum kilograme de CO
2
per
unitate de combusbil consumat. Aceș factori sunt selectați pentru a reecta condițiile locale, cum
ar  pul de combusbil ulizat. În plus, metodele de măsurare directă sau prin bilanț de masă au fost
aplicate pentru a asigura contabilizarea emisiilor, luând în considerare sursele semnicave de emisii
din cadrul acvităților Grupului. De asemenea, aceste instrumente ajută la determinarea emisiilor din
transportul angajaților sau din achiziția de bunuri și servicii.
Evaluarea semnicației urmează criteriile stabilite de GHG Protocol pentru idencarea acvităților
relevante în Scopul 3, pe baza următoarelor aspecte:
● Dimensiune: Acvitățile care contribuie semnicav la emisiile totale ancipate ale
companiei.
● Inuență: Acvitățile pentru care există potențial de reducere a emisiilor, care ar putea 
implementate sau inuențate de companie.
● Risc: Acvitățile care contribuie la expunerea companiei la riscuri (de exemplu, riscuri legate
de schimbările climace, riscuri nanciare, de reglementare, riscuri asociate lanțului de
aprovizionare, produselor, clienților, ligiilor și reputației).
● Părțile interesate: Acvitățile considerate crice de către părțile interesate relevante (de
exemplu, clienți, furnizori, investori sau societatea civilă).
● Orientări sectoriale: Acvitățile idencate ca ind semnicave conform orientărilor
specice sectorului.
● Altele: Acvitățile care îndeplinesc orice alte criterii suplimentare pentru determinarea
relevanței, stabilite de companie sau sectorul industrial.
● În cadrul Grupului Hidroelectrica, s-a decis excluderea categoriilor Scop 3 din calculul GES, care
nu depășesc pragul de 1% din totalul cheltuielilor cu furnizorii de bunuri sau servicii, excluzând
taxele plăte sau salariile. Permisiunea de excludere se aplică pentru categoriile unde se poate
calcula e esma relevanța categoriei respecve. De asemenea, dacă se esmează că emisiile
sunt sub 1% din totalul emisiilor Scop 3, acestea se exclud în decizia de semnicație, devenind
nesemnicave. Pragul de 1% în raportarea emisiilor Scop 3 ajută organizația să se
concentreze pe categoriile semnicave de emisii, economisind resurse și simplicând
3
https://carbonsaver.org/tools/carbon_factors_database.php
185
procesul de raportare. Acesta asigură relevanța datelor și priorizează eforturile de reducere
a emisiilor, excluzând emisiile nesemnicave.
Inventarul emisiilor de gaze cu efect de seră include toate acvitățile Grupului Hidroelectrica, selectate
pe baza criteriului controlului operațional 100% de către Grupul Hidroelectrica și un prag de
materialitate de 1% din totalul cheltuielilor, în cazul emisiilor calculate pe bază de cheltuieli. Acestea
provin în principal din exploatarea centralelor hidroelectrice, respecv din ulizarea vehiculelor și a
echipamentelor operaționale.
Pentru a evita dubla raportare, au fost denite limitele emisiilor Scop 1, 2 și 3, semnicația acestora și
modalitatea de alocare pentru ecare categorie, asel: Costurile și consumurile folosite în calculul
emisiilor sunt la nivel consolidat; au fost excluse consumurile de energie electrică intragrup, adică
consumul propriu al Hidroelectrica SA și consumul de energie electrică Hidroserv/ UCMH, furnizată de
Hidroelectrica SA. Costurile pentru calculele ”spend-based” au fost considerate la nivel consolidat
(categoriile incluse în Scop 3), excluzând tranzacțiile intragrup. Nu au fost ulizate instrumente
contractuale de p: garanție de origine, renewable energy cercate, public private partnership,
(GOs/RECs/PPA).
Scop 1 – Emisii directe, provenite din acvitățile Grupului desfășurate pe amplasamentele proprii
Emisiile Scop 1 se referă la toate emisiile directe de gaze cu efect de seră, provenite din surse controlate
de către Grup. Acestea au fost calculate pe baza datelor privind consumul de gaze naturale (pentru
încălzire, furnizare de apă caldă menajeră, etc.), de combusbili (benzină și motorină) consumați de
către autovehiculele din ota proprie (deținute sau în leasing) și de diverse echipamente și ulaje. În
plus, au fost luate în calcul și emisiile fugive rezultate în urma ulizării aparatelor de aer condiționat.
Scop 2 – Emisii rezultate din achiziția de energie electrică ulizată în scop propriu
Emisiile Scop 2 cuprind toate emisiile indirecte de GES rezultate în urma consumului de energie
electrică achiziționată de la terți. Este exclus consumul Hidroelectrica, ind considerat autoconsum.
Nu există achiziții de abur. Cantăților de energie electrică achiziționate le-au fost asociați factorii de
emisii corespunzători furnizorilor, regăsiți în echeta energecă a acestora.
Alocarea energiei achiziționate / energiei din mix si a factorilor de emisie este efectuată în baza
echetei energece, ulma disponibila si publicata la momentul raportului, cea din 2024.
Scop 3 – Alte emisii de GES
Această secțiune include emisiile rezultate din următoarele categorii:
• Bunuri și servicii achiziționate: Această categorie include emisiile indirecte asociate cu
achiziția de produse și servicii care au emisii incorporate. Sunt luate în considerare toate
produsele și serviciile achiziționate în perioada de raportare.
• Bunuri de capital: Emisiile din această categorie provin din achiziția de bunuri de capital, cum
ar  echipamente mari (de exemplu, turbine hidroelectrice), vehicule și infrastructură
electrică. Emisiile sunt legate de producția, transportul și instalarea acestor bunuri.
• Acvități legate de combusbil și energie (neincluse în scopul 1 sau 2): Aceasta se referă la
energia achiziționată și ulterior vândută, cum ar  energia electrică tranzacționată pe diverse
piețe (Piața pentru ziua următoare, Piața echilibrare etc.). Emisiile sunt calculate pe baza
factorului de emisii pentru pierderile rețelelor de transport și distribuție a energiei electrice
pentru energia tranzacționată precum și pe baza factorului WTT (well-to-tank) pentru
combusbili.
186
• Deșeuri generate în operațiuni: Această categorie include emisiile asociate cu gesonarea
deșeurilor generate de acvitățile operaționale. Registrul deșeurilor este o cerință legală, iar
cantățile sunt disponibile și luate în considerare pe baza tonajului.
• Călătorii de afaceri: Această categorie cuprinde emisiile indirecte generate de deplasările
angajaților în scopuri profesionale.
• Naveta angajaților: Această categorie se referă la emisiile indirecte generate de deplasările
zilnice ale angajaților între locuințele lor și locul de muncă. Emisiile au fost esmate pe baza
unei distanțe medii, a pului de transport ulizat (de exemplu, mașină personală, transport
public) și a factorilor de emisie specici ecărui mod de transport.
• Transport și distribuție în aval: Aceasta include emisiile asociate cu transportul energiei
electrice către clienții nali. Emisiile depind de cantatea de energie transportată și de
eciența infrastructurii de distribuție ulizate.
Juscarea excluderilor - Evaluarea semnicației Scop 3 a avut ca rezultat faptul că următoarele
categorii nu au fost considerate relevante pentru Grupul Hidroelectrica:
Categoria Scop 3
Motivul excluderii
4: Transport și distribuție în amonte
Nu este semnificativ, sub pragul de 1 %.
8: Active închiriate în amonte
Nu se aplică, nu există active închiriate în amonte.
9: Transport și distribuție în aval (se exclude doar
pentru Hidroserv și UCMH)
Nu este semnificativ pentru Hidroserv și UCMH, sub pragul de 1%.
10: Prelucrarea produselor vândute
Nu se aplică pentru activitatea grupului.
11: Utilizarea produselor vândute
Nu se aplică, Hidroelectrica produce doar energie electrică, alte
produse se folosesc în interiorul limitelor de raportare, inter grup.
12: Tratamentul la sfârșitul ciclului de viață al
produselor vândute
Nu se aplică deoarece energia electrică nu are un "ciclu de viață"
care să implice tratarea sa la sfârșit (ca în cazul produselor fizice),
iar alte produse se folosesc în interiorul limitelor de raportare,
inter grup.
13: Active închiriate în aval
Nu se aplică, fără active închiriate.
14: Francize
Compania nu menține nicio activitate de franciză.
15: Investiții
Nu se aplică.
Mențiune de excludere suplimentară: În ceea ce privește cheltuielile de capital (CAPEX) asociate
avansurilor plătite pentru proiecte nefinalizate, acestea vor fi incluse în categoria 2 – Bunuri de capital,
odată cu livrarea și instalarea echipamentelor respective. În 2025, unele cheltuieli nu au fost incluse,
deoarece nu a avut loc încă livrarea bunurilor și prestarea serviciilor aferente.
Considerații
Contabilizarea și raportarea emisiilor de gaze cu efect de seră scop 3 trebuie să e în conformitate cu
"Standardul corporav al protocolului privind GES" și cu "Standardul de contabilitate și raportare
privind lanțul valoric corporav (Scop 3)". Următorul tabel prezintă relevanța categoriilor de emisii
Scop 3 pentru grupul Hidroelectrica și includerea/excluderea în inventarul de gaze cu efect de seră la
nivel de entate:
187
Semnicația pentru entățile Grupului Hidroelectrica,
Limite de raportare aplicabile la nivel de Grup
Categoria Scop 3
Hidroelectrica S.A.
Hidroserv S.A.
U.C.M.H. S.R.L
1: Bunuri și servicii
achiziționate
Semnicav
Semnicav (parte din
cheltuielile raportate de
Hidroelectrica S.A.)
Semnicav (parte din cheltuielile
raportate de Hidroelectrica S.A.)
2: Bunuri de capital
Semnicav
Semnicav (parte din
cheltuielile raportate de
Hidroelectrica S.A.)
Semnicav (parte din cheltuielile
raportate de Hidroelectrica S.A.)
3: Acvități legate de
combusbil și energie
(neincluse în scopul 1
sau 2)
Semnicav
Nu este semnicav
Nu este semnicav
4: Transport și
distribuție în amonte
Nu este semnicav
Nu este semnicav
Nu este semnicav
5: Deșeuri generate în
operațiuni
Semnicav
Semnicav
Semnicav
6: Călătorii de afaceri
Nu este semnicav
Nu este semnicav
Nu este semnicav
7: Naveta angajaților
Semnicav
Semnicav
Semnicav
8: Acve închiriate în
amonte
Nu este semnicav
Nu este semnicav
Nu este semnicav
9: Transport și
distribuție în aval
Semnicav
Nu este semnicav
Nu este semnicav
10: Prelucrarea
produselor vândute
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu este semnicav
11: Ulizarea
produselor vândute
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu este semnicav
12: Tratamentul la
sfârșitul ciclului de viață
al produselor vândute
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu este semnicav
13: Acve închiriate în
aval
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
14: Francize
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
15: Invesții
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu este aplicabil
Nu se aplică în cadrul Grupului Hidroelectrica cerințele de raportare emisii biogenice, nu există
idencate emisii biogenice de gaze cu efect de seră Scop 1, Scop 2 sau Scop 3.
Grupul Hidroelectrica
Retrospectiv
Obiective de etapă și ani-țintă
Valoare anul
2024
Comparativ
2024
N
2025
% 2025
vs 2024
2025
2030
2050
Țintă %
anuală
/Anul de
bază
Emisii de GES - Scop 1
Emisiile brute de GES - Scopul 1 (tCO
2
echivalent)
3.544,59
3.544,59
3.237,75
-9%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
Procent din categoria 1
Emisiile de GES provenite din sistemele
de comercializare reglementată a
certificatelor de emisii (%)
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
Emisii de GES – Scop 2
188
Grupul Hidroelectrica
Retrospectiv
Obiective de etapă și ani-țintă
Valoare anul
2024
Comparativ
2024
N
2025
% 2025
vs 2024
2025
2030
2050
Țintă %
anuală
/Anul de
bază
Emisiile brute de GES - Scopul 2 în
funcție de amplasament (tCO
2
echivalent)
26,37
26,37
5,63
-80%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
Emisiile brute de GES - Scopul 2 în
funcție de piață (tCO
2
echivalent)
28,49
28,49
6,25
-76%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
Emisii de GES – Scop 3`
Emisiile brute de GES - Scop 3 (tCO
2
echivalent)
31.157,04
31.157,04
40.123,21
29%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
1 Bunuri și servicii achiziționate
5.355,38
5.355,38
7.803,61
46%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
2 Bunuri de capital
14.800,65
14.800,65
21.066,39
42%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
3 Activități legate de combustibili și de
energie
Activități (neincluse în categoria 1 sau
categoria 2)
778,43
778,43
806,07
4%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
4 Transport și distribuție în amonte
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
5 Deșeuri generate în cadrul
operațiunilor
2.289,67
2.289,67
2.834,01
24%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
6 Călătorii de afaceri
127,45
127,45
281,21
121%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
7 Naveta angajaților
693,28
693,28
717,50
3%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
8 Active închiriate în amonte
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
9 Transport în aval
7.112,18
7.112,18
6.614,42
-8%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
10 Prelucrarea produselor vândute
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
11 Utilizarea produselor vândute
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
12 Tratamentul produselor vândute la
sfârșitul ciclului de viață
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
13 Active închiriate în aval
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
14 Francize
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
15 Investiții
-
-
-
-
-
De
stabilit
De
stabilit
-
Emisiile totale de GES
Emisiile totale de GES (în funcție de
amplasament)* (tCO
2
echivalent)
34.728
34.728
43.367
25%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
Emisiile totale de GES (în funcție de
piață)** (tCO
2
echivalent)
34.730
34.730
43.367
25%
-
De
stabilit
De
stabilit
-
189
*Emisiile totale de GES
în funcție de amplasament
(tCO
2
echivalent) = Emisiile brute de GES Scopul 1 + Emisiile brute de GES Scopul 2
în funcție de amplasament
+ Emisiile brute de GES Scopul 3
**Emisiile totale de GES
bazate pe piață
(tCO
2
echivalent) = Emisiile brute de GES Scopul 1 + Emisiile brute de GES Scopul 2
bazate pe piață
+ Emisiile
brute de GES Scopul 3
Datele aferente Scop 1 nu au făcut obiectul unei vericări de către un alt organism extern, în afara
furnizorului de asigurare.
Datele aferente Scop 2 nu au făcut obiectul unei vericări de către un alt organism extern, în afara
furnizorului de asigurare
Datele aferente Scop 3 nu au făcut obiectul unei vericări de către un alt organism extern, în afara
furnizorului de asigurare.
În cadrul evaluării progresului față de obiecvele de sustenabilitate, Grupul Hidroelectrica a ales anul
2024 ca an de bază. Nu au fost aplicate metode de normalizare a datelor sau medii pe trei ani. Stabilirea
anului 2024 ca punct de referință permite să monitorizarea și evaluarea în viitor dacă acesta connuă
să e o bază adecvată pentru analiza sustenabilității.
În ceea ce privește distribuția emisiilor de carbon, grupul nu este un consumator intensiv de energie
electrică, ceea ce face ca acvitatea de consum, respecv emisiile Scop 2 și Scop 3 (cele mai
semnicave) să nu depindă semnicav de variațiile climace.
Intensitatea GES per venit net
Comparativ
2024
N
2025
% N / N-1
Totalul emisiilor de GES (bazate pe amplasament) per
venit net (tCO2 echivalent/milioane RON)
3,29
4,51
37%
Totalul emisiilor de GES (bazate pe piață) per venit net
(tCO
2
echivalent/milioane RON)
3,29
4,51
37%
Corelarea intensității GES pe venitul cu informații din raportările nanciare
2024
2025
Venituri nete utilizate pentru calcularea intensității GES
(milioane RON)
9.123
9.619
Venituri nete (altele)
0
0
Total venituri nete (în situațiile financiare) (milioane RON)
9.123
9.619
Grupul Hidroelectrica nu are implementat un sistem de colectare al datelor primare pentru Scop 3,
categoriile 3.1 si 3.2. Aceste categorii de emisii esmate pe baza datelor secundare reprezintă
aproximav 80% din totalul emisiilor Scop 3, 20% ind calculate cu date primare.
Referitor la magnitudinea și sursele de incertudine asociate calculelor de energie și emisii, se pot
menționa in mod special metodele de esmare aplicate folosind date secundare (nanciare) acolo
unde nu există date primare. În principal la esmarea emisiilor scop 3, categoria 3.1 si 3.2 toate datele
190
de intrare sunt secundare, iar factorii de emisie spent-based variază semnicav între regiuni și de la
an la an.
Factorii DENZ/DEFRA variază de la an la an, factorii folosiți în calculul pentru anul de referință 2025
ind cei accesați în mare 2026, pentru acvitatea din 2025.
Echeta energeca a unui furnizor precum și mixul național de energie variază de la an la an. Tabelul
următor prezintă detalii generale referitoare la variațiile față de anul anterior, care sunt semnicave
ca rezultat în cantatea de emisii raportată.
Pentru emisiile brute de GES de Scop 3 (categoriile 3.3 și 3.9) și emisiile totale de GES aferente 2024, a
fost revizuit modul de calcul prin corectarea factorilor de emisie. Au fost modicați factorii DENZ WTT
pentru combusbili achiziționați, precum și factorul specic Hidrolelectrica aplicat la T&D pentru
energia vândută la 3.9. Indicatorii aferenți perioadei de raportare 2024 au fost recalculați, inclusiv
totalul emisiilor Scop 3, emisiile totale, intensitatea GES pe venit.
Absorbții de GES și proiecte de atenuare a emisiilor de GES nanțate prin credite de carbon
ESRS E1-7
Nu au avut loc absorbții sau stocare de GES în cadrul operațiunilor Grupului Hidroelectrica, sau la care
aceasta să  contribuit în cadrul lanțului său valoric, nici în amonte, nici în aval și nici în afara lanțului
valoric.
Nu au existat acvități de absorbție a GES care să e converte în credite de carbon și nu există o
strategie în vederea implementării acestor puri de acvități.
Stabilirea prețului intern al carbonului
Scop
2025 - tone
CO2e
2024 - tone
CO2e
Variație
Cauze principale care stau la baza variației
Scop 1
3.237,75
3,544.59
-9%
Reducere consum gaze naturale, carburanți
Scop 2 locaon-based
5,63
26,37
-80%
Diminuare consum energie electrică de la terți
(Hidroserv)
Scop 2 market-based
6,25
28,49
-76%
Diminuare consum energie electrică de la terți
(Hidroserv)
Scop 3.1 Bunuri și
servicii achiziționate
7.803,61
5.355,38
46%
+ aprox. 6% creștere volum achiziții
Creștere valoare EFs ulizat pentru 2025 vs
2024
Scop 3.2 Bunuri de
capital
21.066,39
14.800,65
42%
+ aprox.18% creștere volum achiziții
Creștere valoare EFs ulizat pentru 2025 vs
2024
Scop 3.3 Acvități legate
de combusbil și
energie (neincluse în
scop 1 și 2)
806,07
778,43
4%
Creștere EF emisii specice grid RO 2024 vs
2023; creștere cantăți de carburanți
consumați
Scop 3.5 Deșeuri
generate în operațiuni
2.834,01
2.289,67
24%
Creștere cantăți de deșeuri
generate/predate la colectori
Scop 3.6 Călătorii de
afaceri
281,21
127,45
121%
Creștere costuri cu deplasările de afaceri
Scop 3.7 Naveta
angajaților
717,50
693,28
3%
Comportament deplasare angajați
Scop 3.9 Transport și
distribuție
6.614,42
7.112,18
-8%
Scădere producție energie electrică
191
ESRS E1-8
Grupul Hidroelectrica nu utilizează sisteme interne de stabilire a prețului carbonului.
Efectele nanciare ancipate ale riscurilor zice și de tranziție semnicave și ale oportunităților
potențiale legate de climă
ESRS E1-9
Efectele nanciare ancipate
4
ale riscurilor zice și de tranziție semnicave și ale oportunităților
potențiale legate de climă nu au fost evaluate sau cuancate în detaliu de către Grup, însă relevanța
și semnicația acestora a fost notată în cadrul analizei de dublă materialitate. Acestea sunt planicate
pentru a  evaluate și incluse printr-o primă esmare în cadrul studiului privind riscurile și
oportunitățile climace, care va  realizat în cursul anului 2025 și se vor raporta in anul următor. Nu au
fost nalizată efectuarea unor esmări cantave, movul ind mediul volal de reglementare în
domeniul energiei în 2025, nu este fezabilă încă aceasta esmare.
Integrarea performanței legate de durabilitate în sistemele de smulente
ESRS 2 GOV 3
Aceste informații sunt prezentate în Capitolul ESRS 2 - GOV 3.
4
Conform –noului act delegat Quick Fix care include o serie de cerințe de prezentare de informații sunt introduse treptat: întreprinderea
poate respecta ESRS E1-9 raportând numai informații calitative în primii trei ani de elaborare a declarației de sustenabilitate, dacă nu este
posibil să elaboreze prezentări de informații cantitative.
TAXONOMIA UE
Introducere
Această secțiune prezintă indicatorii-cheie de performanță prevăzuți la articolul 8 din taxonomia UE, Regulamentul UE
2020/852
5
și regulamentele delegate și de punere în aplicare aferente
6
. Taxonomia UE este un sistem de clasificare
care definește activitățile economice care pot fi considerate sustenabile din punctul de vedere al mediului.
Regulamentul privind taxonomia reprezintă un element esențial al planului de acțiune elaborat de Comisia Europeană,
care are ca scop redirecționarea fluxurilor de capital către o economie mai durabilă și ecologică. Acest regulament
definește criteriile și standardele necesare pentru a clasifica investițiile durabile, facilitând astfel alocarea resurselor
financiare către proiecte și activități economice ce contribuie la atingerea obiectivelor de sustenabilitate și protecție
a mediului. Taxonomia UE stabilește șase obiective de mediu:
• atenuarea schimbărilor climatice
• adaptarea la schimbările climatice
• utilizarea sustenabilă și protecția resurselor de apă și a resurselor marine
• tranziția către o economie circulară
• prevenirea și controlul poluării
• protecția și refacerea biodiversității și a ecosistemelor
O activitate economică „eligibilă” este o activitate care corespunde descrierii uneia dintre activitățile definite în
Regulamentele Delegate (UE) 2021/2139, 2022/1214, 2023/2485 și 2023/2486. O activitate „eligibilă” are potențialul
de a fi considerată sustenabilă din punctul de vedere al mediului (adică „aliniată”), dacă îndeplinește, de asemenea,
criteriile suplimentare enumerate în actele delegate în temeiul regulamentului. Mai precis, o activitate economică este
eligibilă indiferent dacă îndeplinește deja unul sau toate criteriile tehnice de examinare prevăzute. O activitate
„aliniată” trebuie să respecte cumulativ următoarele 4 condiții, astfel cum se prevede la articolul 3 din Regulamentul
UE 2020/852:
• contribuie substanțial la unul sau mai multe dintre cele șase obiectivele de mediu;
• nu aduce prejudicii semnificative niciunuia dintre celelalte cinci obiective de mediu;
• respectă garanțiile sociale minime
7
referitoare la obligația de diligență în materie de drepturi ale omului,
combaterea corupției și a mitei, impozitarea corectă și concurența loială;
• respectă criteriile tehnice de examinare stabilite de Comisia UE conform art. 10 din Regulamentul UE
2020/852.
Pentru exercițiul financiar 2025, Grupul Hidroelectrica are obligația de a raporta contribuția sa în ceea ce privește
activitățile „eligibile” și „aliniate”, conform obligațiilor de raportare pentru întreprinderile nefinanciare. Alinierea se
face față de toate cele șase obiective, iar contribuția raportată se referă la activitățile „eligibile” pentru cel puțin
unul dintre obiectivele de mediu (atenuarea schimbărilor climatice, adaptarea la schimbările climatice, tranziția către
o economie circulară și protecția și refacerea biodiversității și a ecosistemelor).
De asemenea, ca parte a eforturilor Comisiei Europene de a simplifica raportarea cu privire la sustenabilitate conform
pachetului Omnibus, ne-am ajustat raportarea privind Taxonomia UE la Regulamentul de Simplificare (Regulamentul
5
Regulamentul (UE) 2020/852 al Parlamentului European și al Consiliului, publicat în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene din 22 iunie 2020.
6
Actul delegat privind schimbările climatice (Regulamentul Delegat (UE) 2021/2139 al Comisiei din 4 iunie 2021), modificat și completat prin Actul delegat nr.
2022/1214 și prin Actul delegat nr. 2023/2485, și prin Actul delegat nr. 2023/2486 („Actul delegat privind mediul”), precum și Actul Delegat privind informațiile
care trebuie furnizate (Regulamentul Delegat (UE) 2021/2178 al Comisiei din 6 iulie 2021)
7
Garanțiile minime sunt proceduri implementate de o societate care desfășoară o activitate economică cu scopul de a asigura respectarea Liniilor Directoare
OCDE pentru întreprinderile multinaționale și Principiile Directoare ONU privind Afacerile și Drepturile Omului, inclusiv principiile și drepturile prevăzute de cele
opt convenții fundamentale identificate în Declarația Organizației Internaționale a Muncii privind Principiile și Drepturile Fundamentale în Muncă și Declarația
Internațională a Drepturilor Omului.
193
UE 2026/73) și am ales să utilizăm formularele actualizate de raportare. În conformitate cu aceste modificări, am
realizat o evaluare a eligibilității pe baza unei analize a activităților economice în raport cu cele enumerate în anexele
actelor delegate privind clima și mediul. Cadrul Taxonomiei UE permite entităților să aplice opțional pragul de 10% din
valoarea aferentă a cifrei de afaceri, CAPEX sau OPEX pentru raportarea activităților eligibile sau aliniate.
În urma evaluării cheltuielilor de exploatare (OPEX), am constatat că acestea nu sunt semnificative din perspectiva
Taxonomiei UE. În conformitate cu prevederile aplicabile, numărătorul KPI OPEX este prezentat cu valoare zero, fiind
sub pragul de 10% și exceptat de la calcul, iar valoarea totală a OPEX este furnizată separat, conform cerințelor de
raportare.
Prezentare generală
Prezentul raport include entitățile Grupului Hidroelectrica (în continuare denumit „Grupul Hidroelectrica”), alcătuit
din:
• Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale, Hidroelectrica S.A, (denumită în continuare
„Hidroelectrica S.A.”)
• Societatea de Servicii Hidroenergetice Hidroserv S.A (denumită în continuare „Hidroserv”)
• Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice SRL (denumită în continuare „UCMH”)
Grupul Hidroelectrica este cel mai mare producător de energie electrică din România. Principalele activități ale
grupului includ:
• Producerea de energie electrică în hidrocentrale și eoliene;
• Vânzarea de energie electrică, precum și furnizarea de energie electrică utilizatorilor finali;
• Realizarea de servicii de sistem pentru Sistemul Energetic Național.
Grupul Hidroelectrica a efectuat evaluarea pentru exercițiul financiar 2025 utilizând actele în temeiul regulamentului
în materie de taxonomie ale UE și documentația aferentă, orientările suplimentare emise de Comisia Europeană sub
formă de întrebări frecvente (FAQ) și, acolo unde criteriile și orientările lasă încă loc de interpretare, propria analiză a
criteriilor. Taxonomia UE face ea însăși obiectul unei revizuiri periodice, iar interpretarea taxonomiei și a criteriilor sale
se poate modifica în timp, ceea ce ar putea duce la rezultate diferite în ceea ce privește eligibilitatea și alinierea la
taxonomia UE în perioadele de raportare viitoare
Descrierea activităților
Evaluarea eligibilității pentru taxonomia UE pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2025
Evaluarea activităților desfășurate de Grupul Hidroelectrica a fost realizată pentru fiecare din cei trei indicatori
financiari (Cifra de Afaceri, CapEX și OpEx) pe baza situațiilor financiare consolidate întocmite în conformitate cu
prevederile Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană, pentru exercițiul
financiar încheiat la 31 decembrie 2025. Dubla contabilizare a valorilor care stau la baza calculului indicatorilor a fost
evitată prin eliminarea valorilor tranzacțiilor încheiate în cadrul grupului, conform cerințelor IFRS 10 Situații financiare
consolidate.
Pentru a evalua dacă activitățile Grupului Hidroelectrica sunt eligibile în baza taxonomiei UE, descrierile activităților
și/sau ale serviciilor oferite au fost analizate cu descrierile activităților din taxonomie care pot contribui la unul dintre
cele 6 obiective. Astfel, am examinat toate activitățile economice desfășurate de grup pentru a vedea care dintre
acestea sunt eligibile și aliniate conform Anexelor I și II ale Actului Delegat pentru Climă. Mai jos sunt descrise
activitățile potențial eligibile și analiza obiectivului de mediu pentru care acestea se pot califica drept eligibile,
identificate la nivelul Hidroelectrica SA.
Evaluarea alinierii activităților
194
Au fost identificate 2 activități eligibile în 2025, ale Hidroelectrica SA, pentru care există venituri sau cheltuieli
efectuate de tip CAPEX semnificative la nivelul Grupului Hidroelectrica. Pentru evaluarea alinierii acestora s-au
efectuat următoarele:
• Evaluarea contribuției substanțiale
• Evaluarea contribuției la obiective si DNSH
• Verificarea îndeplinirii garanțiilor minime sociale;
Pentru Hidroserv si UCMH nu au fost identificate activități eligibile pentru care să existe venituri sau cheltuieli
efectuate de tip CAPEX semnificative la nivelul Grupului Hidroelectrica.
Activitatea principală
Activitatea principală a Hidroelectrica SA constă în producția de energie electrică din surse hidroenergetice, conform
codului CAEN 3511 (echivalent NACE D35.11), astfel veniturile principale ale Grupului Hidroelectrica provin din
producția proprie și vânzarea de energie electrică din surse hidroenergetice, cu cea mai mare parte a veniturilor
provenind din producția de energie electrică regenerabilă hidroenergetică.
Activitatea principală a Hidroelectrica SA corespunde Activității 4.5. Producerea de energie electrică din hidroenergie,
din Anexa nr. 1 a Regulamentului Delegat nr. 2021/2139, fiind o activitate care poate contribui substanțial la
obiectivul de mediu Atenuarea schimbărilor climatice. Aceasta implică exploatarea centralelor hidroelectrice pentru
a genera electricitate din surse regenerabile (apa), gestionarea resurselor de apă (baraje și lacuri de acumulare), și
asigurarea stabilității rețelei electrice. De asemenea, compania investește în întreținerea și modernizarea
infrastructurii hidroenergetice.
Conform analizei criteriilor tehnice privind contribuția substanțială la obiectivul de mediu Atenuarea schimbărilor
climatice și a rezultatelor analizei Do No Significant Harm („DNSH”), activitatea nu îndeplinește criteriile tehnice
contribuție substanțială la obiectivul de mediu și de a nu aduce prejudicii semnificative tuturor celorlalte cinci obiective
de mediu, conform evaluării efectuate.
Activitatea secundară
O primă activitatea secundară este reprezentată de producerea energiei eoliene, ce corespunde cu Activitatea 4.3 -
Producerea de energie electrică din energie eoliană din Anexa nr. 1 a Regulamentului Delegat nr. 2021/2139, fiind
o activitate care poate contribui substanțial la obiectivul de mediu Atenuarea schimbărilor climatice.
Conform analizei criteriilor tehnice privind contribuția substanțială la obiectivul de mediu Atenuarea schimbărilor
climatice și a rezultatelor analizei Do No Significant Harm („DNSH”), activitatea nu îndeplinește criteriile tehnice
contribuție substanțială la obiectivul de mediu și de a nu aduce prejudicii semnificative tuturor celorlalte cinci obiective
de mediu, conform evaluării efectuate.
Rezultatele evaluării
Pentru a fi aliniate la Taxonomia UE, activitățile eligibile trebuie să îndeplinească toate criteriile privind contribuția
substanțială pentru un obiectiv de mediu, să nu aducă prejudicii semnificative niciunuia dintre celelalte cinci obiective
de mediu (DNSH) și să respecte garanțiile minime sociale. Pentru fiecare din cele 2 activități economice eligibile, nu
am reușit să îndeplinim aceste criterii. Având în vedere aceste aspecte, nici pasul final către alinierea taxonomiei în
conformitate cu garanțiile minime sociale nu a fost parcurs.
Indicatori de performanță privind Cifra de afaceri, CAPEX și OPEX
Pentru Grupul Hidroelectrica au fost definite și calculate sumele totale (KPI) după cum urmează:
Indicatorii cheie de performanță („Indicatori”) includ cifra de afaceri, CAPEX și OPEX. Pentru perioada de raportare
2025, indicatorii trebuie prezentați atât pentru activitățile eligibile/aliniate pentru taxonomie, cât și pentru cele
neeligibile.
Determinăm indicatorii eligibili pentru taxonomie în conformitate cu cerințele legale și descriem politica noastră
contabilă în acest sens, după cum urmează:
Cifra de afaceri
195
Definiție eligibilitate – Ponderea activităților economice eligibile pentru taxonomie în cifra noastră de afaceri totală a
fost calculată ca parte din cifra de afaceri netă derivată din produse și servicii asociate activităților economice eligibile
pentru taxonomie (numărător) împărțită la cifra de afaceri netă (numitor), în fiecare caz pentru exercițiul financiar de
la 1 ianuarie 2025 – 31 decembrie 2025.
Definiție aliniere – Ponderea activităților economice aliniate pentru taxonomie în cifra noastră de afaceri totală a fost
calculată ca parte din cifra de afaceri netă derivată din produse și servicii asociate activităților economice aliniate
pentru taxonomie (numărător) împărțită la cifra de afaceri netă (numitor), în fiecare caz pentru exercițiul financiar de
la 1 ianuarie 2025 – 31 decembrie 2025.
Numărătorul indicatorului pentru cifra de afaceri se bazează pe cifra de afaceri netă recunoscută în Situațiile financiare
consolidate pregătite în conformitate cu IFRS-EU pentru anul financiar încheiat la 1 ianuarie 2025 – 31 decembrie 2025
în baza politicilor contabile. Cifra de afaceri consolidată, în sumă totală de 9.619.010.000 se reconciliază cu Situațiile
financiare consolidate pregătite în conformitate cu IFRS-EU pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2025,
Nota 11 .
Numitorul indicatorului pentru cifra de afaceri eligibilă este definit ca cifra de afaceri netă derivată din produse și
servicii asociate activităților economice eligibile pentru taxonomie, după cum urmează:
• Activitatea Activitatea 4.5. Producerea de energie electrică din hidroenergie aparține companiei Hidroelectrica SA
și generează cifră de afaceri prin producerea de energie din surse hidroenergetice. Suma este identificată la nivel de
grup prin utilizarea de conturi contabile analitice/ centre de cost.
• Activitatea Activitatea 4.3 - Producerea de energie electrică din energie eoliană aparține companiei Hidroelectrica
SA și generează cifră de afaceri prin producerea de energie din surse eoliene. Suma este identificată la nivel de grup
prin utilizarea de conturi contabile analitice/ centre de cost.
KPI CAPEX
Definiție - Indicatorul CAPEX este egal cu CAPEX (numărător) eligibil/aliniat pentru taxonomie împărțit la CAPEX total
(numitorul trebuie să includă atât imobilizările necorporale, cât și cele corporale) este recunoscut în Situațiile
financiare consolidate pregătite în conformitate cu IFRS pentru anul financiar încheiat la 31 decembrie 2025 în baza
politicilor contabile prezentate. Cheltuielile de capital se reconciliază cu sumele prezentate în Nota 22 din Situațiile
financiare consolidate pregătite în conformitate cu IFRS-EU pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2025,
având o sumă totală de 591.071.000. RON. Aceasta valoare adaosurile la imobilizările corporale și necorporale,
precum și contractele de leasing (IFRS 16) în cursul exercițiului financiar avut în vedere înainte de depreciere,
amortizare și orice reevaluări. Valoarea imobilizărilor necorporale este 17.576.000 RON și nu se regăsește în Notele
la situațiile financiare în mod distinct.
Numărătorul indicatorului pentru CapEx este definit ca investiții asociate activităților economice eligibile pentru
taxonomie, după cum urmează:
Investiții asociate (CapEx a)
• Activitatea 4.5. Producerea de energie electrică din hidroenergie aparține companiei Hidroelectrica SA și
generează cifră de afaceri prin producerea de energie din surse hidroenergetice. Suma este identificată la nivel
de grup prin utilizarea de conturi contabile analitice/ centre de cost.
• Activitatea 4.3. Producerea de energie electrică din energie eoliană aparține companiei Hidroelectrica SA și
generează cifră de afaceri prin producerea de energie din surse eoliene. Suma este identificată la nivel de grup
prin utilizarea de conturi contabile analitice/ centre de cost.
• Activitatea 4.1. Producerea de energie electrică din energie solară fotovoltaică aparține companiei
Hidroelectrica SA și va genera cifră de afaceri prin producerea de energie din surse fotovoltaice. Suma este
identificată la nivel de grup prin utilizarea de conturi contabile analitice/ centre de cost.
KPI OPEX
Definiție - Indicatorul OPEX este definit ca OPEX (numărător) eligibil/aliniat pentru taxonomie împărțit la OPEX total.
Conturile de cheltuieli privind prestațiile externe (cheltuieli cu întreținerea și reparațiile, cheltuieli cu redevențe,
cheltuieli cu servicii executate de terți) este recunoscut în Situațiile financiare consolidate pregătite în conformitate
cu IFRS pentru anul financiar încheiat la 31 decembrie 2025 în baza politicilor contabile prezentate în baza politicilor
contabile.
196
Cheltuielile operaționale aferente indicatorului OPEX analizat în scopul taxonomiei, sunt cuprinse în prezentarea de
profit și pierdere din Situațiile financiare consolidate pregătite în conformitate cu IFRS-EU pentru exercițiul financiar
încheiat la 31 decembrie 2025. Aceste cheltuieli se găsesc în principal pe linia de „Reparații, mentenanță, materiale si
consumabile”, dar nu sunt prezentate distinct. Valoarea totală a cheltuielilor operaționale pentru perioada de
raportare, conform definiției din Taxonomia UE, se ridică la 80.571.741RON
Cheltuielile operaționale, în sensul definit de Taxonomia UE, au o pondere redusă și sunt nesemnificative comparativ
cu ceilalți indicatori (CapEx și cifra de afaceri). În urma analizei efectuate, compania nu a identificat cheltuieli
operaționale (OpEx) eligibile sau aliniate Taxonomiei UE care să fie direct asociate unor acțiuni specifice de
decarbonizare. Astfel, cheltuielile operaționale nu sunt considerate un vector semnificativ al tranziției climatice în
contextul indicatorului KPI OpEx din Taxonomia UE. În consecință, indicatorul OpEx este prezentat ca având o valoare
nesemnificativă, iar acțiunile de decarbonizare ale companiei sunt reflectate preponderent în investițiile de capital
(CapEx), în conformitate cu strategia de dezvoltare a capacităților de producție din surse regenerabile.
Proporția din cifra de afaceri, CapEx și OpEx din produse sau servicii asociate cu activități economice eligibile din punctul de vedere al taxonomiei sau aliniate la taxonomie –
informații furnizate pentru anul 2025 (ICP sintetici)
Exercițiul
financiar (N)
2025
Defalcare pe obiective de mediu a activităților aliniate la taxonomie
ICP
Total
Proporția
activităților
eligibile din
punctul de
vedere al
taxonomiei
Activități
aliniate la
taxonomie
Proporția
activităților
aliniate la
taxonomie
Atenuarea
schimbărilor
climatice
Adaptarea la
schimbările
climatice
Apa
Economia
circulară
Poluarea
Biodiversitatea
Proporția
activităților
de facilitare
Proporția
activităților
de tranziție
Activități
neevaluate
considerate
nesemnificative
Activități aliniate
la taxonomie în
exercițiul financiar
anterior (2024)
Proporția activităților aliniate
la taxonomie în exercițiul
financiar anterior (2024)
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
(15)
(16)
Text
RON
%
RON
%
%
%
%
%
%
%
%
%
%
RON
%
Cifra de afaceri
9.619.010.000
73,2%
-
0%
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0%
CapEx
591.071.000
98,1%
-
0%
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
0%
OpEx
80.571.741
0%
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
-
Proporția din cifra de afaceri din produse sau servicii asociate cu activități economice eligibile din punctul de vedere al t axonomiei sau aliniate la taxonomie – informații
furnizate pentru anul 2025 (defalcare pe activități)
Cifra de afaceri
9,619,010,000
Exercițiul financiar (N)
2025
Obiectivul de mediu al activităților aliniate la taxonomie
Activități economice
Codul
ICP eligibil din
punctul de vedere al
taxonomiei
(Proporția din cifra
de afaceri eligibile
din punctul de
vedere al
taxonomiei)
ICP aliniat la
taxonomie (valoarea
monetară a cifrei de
afaceri)
ICP aliniat la
taxonomie
(Proporția din
cifra de afaceri
aliniate la
taxonomie)
Atenuarea
schimbărilor
climatice
Adaptarea la
schimbările
climatice
Apa
Economia
circulară
Poluarea
Biodiversitatea
Activitate
de facilitare
Activitate
de tranziție
Raportul
dintre partea
din activitate
aliniată la
taxonomie și
activitatea
eligibilă din
punctul de
vedere al
taxonomie
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
Text
%
RON
%
%
%
%
%
%
%
(F, după
caz)
(T, după
caz)
%
Producerea de energie electrică din hidroenergie
CCM 4.5
71,7%
-
0%
-
-
-
-
-
-
Nu
Nu
0%
Producerea de energie electrică din energie eoliană
CCM 4.3
1,5%
-
0%
-
-
-
-
-
-
Nu
Nu
0%
Suma activității sau părții aliniate per obiectiv
-
-
-
-
-
-
Total ICP (cifra de afaceri)
73,2%
-
0%
-
-
-
-
-
-
-
-
0%
198
Proporția din CapEXdin produse sau servicii asociate cu activități economice eligibile din punctul de vedere al taxonomiei sa u aliniate la taxonomie – informații furnizate
pentru anul 2025 (defalcare pe activități)
CapEx
591.071.000
Exercițiul financiar (N)
2025
Obiectivul de mediu al activităților aliniate la taxonomie
Activități economice
Codul
ICP eligibil din punctul de
vedere al taxonomiei
(Proporția din CapEx
eligibile din punctul de
vedere al taxonomiei)
ICP aliniat la
taxonomie (valoarea
monetară a CapEx)
ICP aliniat la
taxonomie
(Proporția din
CapEx aliniate la
taxonomie)
Atenuarea
schimbărilor
climatice
Adaptarea la
schimbările
climatice
Apa
Economia
circulară
Poluarea
Biodiversitatea
Activitate
de facilitare
Activitate
de tranziție
Raportul
dintre partea
din activitate
aliniată la
taxonomie și
activitatea
eligibilă din
punctul de
vedere al
taxonomiei
(1)
(2)
(3)
(4)
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
(11)
(12)
(13)
(14)
Text
%
RON
%
%
%
%
%
%
%
(F, după
caz)
(T, după
caz)
%
Producerea de energie electrică din
hidroenergie
CCM 4.5
77,9%
-
0%
-
-
-
-
-
-
Nu
Nu
0%
Producerea de energie electrică din energie
eoliană
CCM 4.3
10,5%
-
0%
-
-
-
-
-
-
Nu
Nu
0%
Producerea de energie electrică din energie
solară fotovoltaică
CCM 4.1
9,8%
-
0%
-
-
-
-
-
-
Nu
Nu
0%
Suma activității sau părții aliniate per obiectiv
-
-
-
-
-
-
Total ICP (Capex)
98,1%
-
0%
-
-
-
-
-
-
-
-
0%
199
BIODIVERSITATEA ȘI ECOSISTEMELE
ESRS E4
Grupul Hidroelectrica gesonează un portofoliu semnicav de capacități de producere a energiei
electrice, incluzând hidrocentrale și centrale eoliene. În desfășurarea acvităților sale, Grupul ia în
considerare potențialele impacturi asupra mediului și biodiversității, în conformitate cu cadrul de
reglementare aplicabil. Pentru amplasamentele operate, Grupul aplică măsuri de protecție a
ecosistemelor acvace, terestre și aeriene stabilite prin actele de reglementare de mediu emise de
autoritățile competente (de exemplu, acorduri de mediu, autorizații de gospodărire a apelor), în
conformitate cu legislația Uniunii Europene și cea națională. De asemenea, sunt derulate acvități de
monitorizare a calității factorilor abioci și bioci, acolo unde aceste obligații sunt prevăzute în actele
de reglementare. Proiectele de dezvoltare, modernizare și retehnologizare a infrastructurii energece
sunt supuse procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului, inclusiv evaluării potențialelor
efecte asupra biodiversității și ecosistemelor, în conformitate cu legislația aplicabilă. Impacturile
asupra biodiversității asociate acvităților hidroenergece pot apărea, în principal, în etapele de
construcție și operare ale proiectelor. Aceste impacturi sunt idencate și gesonate prin măsuri de
evitare, reducere, acolo unde este cazul, asel cum sunt prevăzute în actele de reglementare și,
descrise în secțiunea E4 IRO-1.
Impactul, riscurile și oportunitățile semnicave și interacțiunea acestora cu strategia și modelul de
afaceri
SBM-3
Grupul Hidroelectrica integrează considerentele privind protecția biodiversității și a ecosistemelor în
procesul de planicare și implementare a proiectelor de invesții. Pentru proiectele care pot avea
inuență asupra ariilor naturale protejate, sunt aplicate măsurile de prevenire, reducere, acolo unde
este cazul, asel cum sunt stabilite prin acordurile de mediu emise de autoritățile competente. La nivel
strategic si de planicare, proiectele de invesții ale Grupului sunt supuse procedurilor de evaluare a
impactului asupra factorilor de mediu și stabilirii condiții de protecție a mediului aplicabile atât în etapa
de construire, cât și etapa de operare, iar pentru funcționare sunt aplicabile condițiile prevăzute în
autorizațiile de mediu. Pe baza evaluărilor de impact asupra mediului realizate anterior implementării
proiectelor, a acordurilor de mediu și a autorizațiilor de mediu emise de autoritățile competente, nu
au fost idencate impacturi negave semnicave asupra speciilor amenințate generate de
operațiunile Grupului în perioada de raportare.
Implementarea măsurilor și respectarea condițiilor din actele de reglementare sunt monitorizate prin
acvități periodice, cu frecvențele stabilite de autoritățile competente (lunar, trimestrial, semestrial,
anual).
Grupul Hidroelectrica administrează amplasamentele în conformitate cu actele de reglementare de
mediu aplicabile, având ca obiecv limitarea impactului asupra factorilor de mediu și gesonarea
responsabilă a oportunităților asociate. Acvitățile Grupului se desfășoară în conformitate cu cerințele
actelor de reglementare aplicabile, care includ măsuri de prevenire, reducere a impactului asupra
biodiversității, precum și obligații de monitorizare periodică. Respectarea acestor cerințe este
vericată prin programe de monitorizare și prin raportările către autoritățile competente. Acțiunile
includ monitorizarea biodiversității și asigurarea debitelor ecologice, asel cum este detaliat în
200
Secțiunea ESRS E4-5. Această abordare contribuie la sustenabilitatea operațiunilor pe termen lung și
la îndeplinirea cerințelor de mediu.
Impacturile potențiale asupra biodiversității, inclusiv asupra speciilor și habitatelor, au fost evaluate ca
ind materiale în cadrul analizei de dublă materialitate, având în vedere natura acvităților
hidroelectrice, care implică prezența barajelor și lacurilor de acumulare și pot conduce, în mod inerent,
la modicări ale regimului hidrologic sau la perturbări temporare ale habitatelor, în special în cazul
lucrărilor de întreținere și modernizare. Materialitatea acestui impact reectă riscul și impactul
potențial inerent acvităților, evaluat înainte de aplicarea măsurilor de prevenire, reducere și control.
În praccă, aceste impacturi sunt gesonate prin aplicarea măsurilor stabilite în acordurile și
autorizațiile de mediu, elaborate pe baza evaluărilor de impact asupra mediului și agreate cu
autoritățile competente, inclusiv măsuri specice de protecție a speciilor și habitatelor. Ca urmare a
implementării acestor măsuri, impacturile reziduale sunt, în general, limitate, temporare și
monitorizate în conformitate cu cerințele legale aplicabile. Nu au fost evaluate ca ind materiale
impacturi negave semnicave privind degradarea solurilor, deșercarea și impermeabilizarea
solului.
Impacturile pozive menționate sunt de natură istorică și sunt asociate cu existența lacurilor de
acumulare create anterior perioadei de raportare, reprezentând caracterisci ale amplasamentelor și
nu rezultatul unor intervenții deliberate curente ale Grupului Hidroelectrica orientate către crearea
sau îmbunătățirea habitatelor.
Ulterior construcției acestora, anumite zone au fost desemnate de autoritățile competente ca arii
naturale protejate sau situri Natura 2000, ca urmare a valorii ecologice dobândite în mp. Aceste
efecte nu derivă din acvitățile operaționale curente și nu sunt gesonate ca impacturi pozive
deliberate în cadrul procedurilor generale de protecție a mediului aplicabile acvităților Grupului.
Prin urmare, în cadrul analizei de dublă materialitate, aceste aspecte au fost considerate caracterisci
contextuale ale amplasamentelor și nu au fost evaluate ca impacturi materiale pozive, conform
criteriilor metodologice aplicate.
Grupul Hidroelectrica exploatează un portofoliu exns de infrastructuri hidroenergece, care include:
• Peste 180 de centrale hidroelectrice (exemple: Porțile de Fier I și II – pe Dunăre, una dintre
cele mai mari hidrocentrale din Europa; Vidraru – pe râul Argeș; Lotru-Ciunget – pe râul Lotru,
centrală subterană de mare capacitate)
• Lacuri de acumulare (exemple: Lacul Bicaz (Izvorul Muntelui) – pe râul Bistrița, ulizat și pentru
navigație; Lacul Râureni – pe râul Olt);
• Baraje și alte infrastructuri auxiliare (exemple: Barajul Gura Apelor (pe Râul Mare) – cel mai
mare baraj de anrocamente din România; Barajul Vidraru – contribuie la stabilizarea regimului
hidrologic).
Tabelul de mai jos prezintă proiectele Grupului Hidroelectrica aate în curs de dezvoltare, pe a căror
amplasamente au fost instuite ulterior arii naturale protejate (total sau parțial). Pentru obiecvele
hidroenergece aate in exploatare ale căror amplasamente au fost incluse în rețeaua de arii naturale
protejate, funcționarea se realizează în baza actelor de reglementare de mediu emise de autoritățile
competente.
Evaluarea impacturilor asupra biodiversității, dependențelor și statusului ecologic al ariilor naturale
protejate pentru proiectele Grupului Hidroelectrica este realizată în cadrul procedurilor de evaluare a
impactului asupra mediului și evaluare adecvată, nalizate prin acorduri de mediu emise de autoritățile
competente, în conformitate cu legislația aplicabilă.
201
Aceste evaluări includ analiza stării inițiale a ecosistemelor, idencarea impacturilor potențiale
asupra speciilor și habitatelor, precum și stabilirea măsurilor de prevenire, reducere sau compensare,
după caz. Autoritățile competente implicate includ Ministerul Mediului, Apelor și Pădurilor, Agenția
Națională pentru Mediu și Arii Protejate – ANMAP și administratorii ariilor naturale protejate, conform
cadrului legal aplicabil.
În raportul de sustenabilitate este prezentată o sinteză la nivel de amplasament material, iar
informațiile detaliate privind purile de impacturi, dependențele și statusul ecologic al ariilor sunt
documentate în acordurile de mediu și studiile de impact aferente ecărui proiect, care sunt
documente ociale publice. Exemple relevante pot  consultate la următoarele linkuri ociale:
AHE Pașcani – Ministerul Mediului: hps://mmediu.ro/domenii/mediu/evaluare-impact/evaluare-
impact-asupra-mediului-pentru-proiecte/amenajari-hidrotehnice-in-romania/ahe-pascani/
AHE Cerna-Belareca: hps://mmediu.ro/domenii/mediu/evaluare-impact/evaluare-impact-asupra-
mediului-pentru-proiecte/amenajari-hidrotehnice-in-romania/ahe-cerna-belareca/
AHE Livezeni-Bumbeș: hps://mmediu.ro/domenii/mediu/evaluare-impact/evaluare-impact-
asupra-mediului-pentru-proiecte/amenajari-hidrotehnice-in-romania/ahe-livezeni-bumbes/
AHE Surduc-Siriu: hps://mmediu.ro/domenii/mediu/evaluare-impact/evaluare-impact-asupra-
mediului-pentru-proiecte/amenajari-hidrotehnice-in-romania/ahe-surduc-siriu/
AHE Cornetu-Avrig: hps://mmediu.ro/domenii/mediu/evaluare-impact/evaluare-impact-asupra-
mediului-pentru-proiecte/amenajari-hidrotehnice-in-romania/ahe-cornetu-avrig/
CHE Cerna-Motru-Tismana etapa II: hps://mmediu.ro/domenii/mediu/evaluare-impact/evaluare-
impact-asupra-mediului-pentru-proiecte/amenajari-hidrotehnice-in-romania/che-cerna-motru-
smana-etapa-a-ii-a/
Aceste documente includ descrierea impacturilor, evaluarea statusului ecologic al ariilor și măsurile
stabilite pentru protecția biodiversității, în conformitate cu cerințele aplicabile.
Nr.
crt.
Proiect
Hidroelectrica
Descriere
Parc național/natural și Sit
Natura 2000 (numărul și
denumirea)
Localizare
față de
siturile
Natura
2000 *
Tipuri de
impacturi /
dependențe
idencate
Autoritatea
competentă
1
Lucrări
decolmatare
captări
secundare –
acumulări Vâlcea
Decolmatar
e captări
secundare
ROSAC0085 Frumoasa;
ROSPA0043 Frumoasa;
ROSAC0188 Parâng;
ROSAC0128 Nordul Gorjului
de Est
În situri
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității,
acvitățile se
desfășoară în
baza actelor de
reglementare, cu
respectarea
condițiilor de
protecție impuse
de autoritățile
competente.
DJM Vâlcea
202
2
Lucrări de
decolmatare
CHEmp Sebeș –
Făgăraș
Decolmatare
prag
ROSPA0098 Piemontul
Făgăraș
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările sunt
realizate în baza
deciziei
autorității
competente, fără
necesitatea
evaluării
impactului
asupra mediului..
DJM Brașov
3
Reabilitare
instalații CHE
Dobreș
Reabilitare
instalații
apă
ROSCI0013 Bucegi
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările se
desfășoară în
infrastructura
existentă, în
conformitate cu
actele de
reglementare
aplicabile.
APM
Dâmbovița
4
Reabilitare
galerie de
aducțiune
Scropoasa
Reabilitare
galerie de
aducțiune
ROSCI0013 Bucegi
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
acvitățile sunt
realizate în
interiorul
infrastructurii
existente, fără
interacțiuni
directe cu
habitate
naturale.
APM
Dâmbovița
5
Reabilitare
stavile Porțile de
Fier I
Reabilitare
echipament
e
Parcul Natural Porțile de
Fier
ROSCI0206 Porțile de Fier
ROSPA0026 Cursul Dunării
- Baziaș - Porțile de Fier
în interiorul
ariilor
naturale
protejate
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările sunt
realizate asupra
echipamentelor
existente, în baza
deciziei
autorității
competente.
DJM
Mehedinți
6
Lucrări reparații
Polder Râul Lung
Reparații
polder
-
–
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările de
mentenanță sunt
DJM
Caraș‑Severin
203
realizate în afara
ariilor naturale
protejate.
7
Decolmatare
contracanal Olt
Mijlociu
Decolmat
are
contracan
al
ROSPA0106 Valea Oltului
Inferior
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
acvitățile sunt
desfășurate cu
respectarea
condițiilor
stabilite de
autoritățile
competente.
DJM Vâlcea
8
Lucrări racord
DMD – CHE
Govora
Lucrări
racord
ROSPA0106 Valea Oltului
Inferior
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările sunt
realizate în baza
acordului emis
de autoritatea
competentă, cu
respectarea
condițiilor de
protecție.
ANANP ST
Vâlcea
9
Nivelare
coronament
diguri Olt
Lucrări de
umplutură
și nivelare
coroname
nt diguri
ROSPA0106 Valea Oltului
Inferior
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările sunt
realizate în baza
acordului emis
de autoritatea
competentă, cu
respectarea
condițiilor de
protecție.
DJM Vâlcea
10
Regularizări
Strejeș –Arceș
–Frunzaru
Regularizări
aval
ROSPA0106 Valea Oltului
Inferior
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările sunt
realizate în baza
acordului emis
de autoritatea
competentă, cu
respectarea
condițiilor
impuse.
ANMAP
204
11
Decolmatare
contracanal Olt
inferior
Decolmatar
e
contracanal
ROSPA0106 Valea Oltului
Inferior; ROSAC0376 Râul
Olt între Mărunței și Turnu
Măgurele
În sit
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
acvitățile sunt
desfășurate în
baza actelor de
reglementare, cu
respectarea
condițiilor de
protecție.
ANMAP
12
Șenalizare albie
pârâu Costeș
Lucrări de
șenalizare
albie
Parcul Național
Buila‑Vânturarița
ROSAC0015 Buila –
Vânturarița
ROSPA0025 Cozia – Buila
Vânturarița
În interiorul
ariilor
naturale
protejate
Nu generează
impacturi
materiale asupra
biodiversității;
lucrările sunt
realizate în baza
acordului emis
de administrația
ariei naturale
protejate, cu
respectarea
condițiilor
specice.
Administrația
PN
Buila‑Vânturari
ța
13
Retehnologizare
AHE Vidraru
Retehnologiz
area și
modernizare
a
capacităților
existente
ROSAC0122 Munții Făgăraș
În sit
Acvitățile se
desfășoară în baza
acordului de
mediu, fără a
afecta starea de
conservare a
habitatelor și
speciilor de interes
comunitar; ind
implementate
măsuri stabilite
prin acordul de
mediu.
APM Argeș
*Notă: Informațiile prezentate în tabel reectă analiza realizată pe baza documentațiilor de mediu
emise de autoritățile competente pentru proiectele analizate. Conform acestora, acvitățile
desfășurate nu generează impacturi materiale asupra biodiversității, ind realizate în cadrul
infrastructurii existente și cu respectarea condițiilor prevăzute în actele de reglementare aplicabile.
Descrierea proceselor de idencare și de evaluare a impacturilor, a riscurilor și a oportunităților
semnicave legate de biodiversitate și ecosisteme
IRO-1
Procesul de idencare și evaluare a impacturilor, riscurilor și oportunităților legate de biodiversitate
și ecosisteme este integrat în cadrul sistemelor existente de management de mediu și al procedurilor
de reglementare aplicabile acvităților Grupului Hidroelectrica, inclusiv procedurile de evaluare a
impactului asupra mediului, acordurile și autorizațiile de mediu și procesele interne de monitorizare a
conformării.
Evaluarea impacturilor și riscurilor include atât operațiunile proprii, cât și elemente relevante ale
lanțului valoric upstream și downstream, în măsura în care acestea sunt asociate acvităților Grupului,
205
cum ar  proiectarea și execuția lucrărilor realizate de contractori, care sunt supuse cerințelor
acordurilor de mediu, operarea acumulărilor și gesonarea debitelor, cu potențial impact asupra
ecosistemelor și ulizatorilor de apă din aval.
Evaluarea se bazează pe studiile de impact asupra mediului, condițiile din acordurile de mediu și
monitorizarea conformării acestora.
Dependentele sunt idencate în principal prin evaluările de impact asupra mediului și evaluările
adecvate, studiile hidrologice, condițiile stabilite în acordurile și autorizațiile de mediu, monitorizarea
debitelor ecologice și a parametrilor de mediu.
Aceste evaluări includ analiza serviciilor ecosistemice relevante, în special disponibilitatea resursei de
apă, funcționarea ecosistemelor acvace și stabilitatea habitatelor, precum și idencarea situațiilor
în care aceste servicii pot  perturbate.
Procesul include idencarea și evaluarea riscurilor zice și de tranziție asociate biodiversității, inclusiv
riscuri de reglementare, asociate modicărilor cadrului legislav privind protecția biodiversității,
riscuri operaționale, asociate restricțiilor de mediu sau condițiilor din actele de reglementare,
oportunități asociate implementării măsurilor de protecție și modernizare care contribuie la reducerea
impactului asupra mediului.
Evaluarea acestor riscuri se realizează în cadrul analizei de dublă materialitate și al proceselor de
evaluare a impactului asupra mediului.
Evaluarea ia în considerare și riscuri sistemice relevante, în special cele asociate modicărilor
condițiilor hidrologice și climace, care pot afecta ecosistemele acvace și disponibilitatea resurselor
de apă, acestea ind analizate inclusiv în cadrul studiului de risc climac și vulnerabilitate, dacă este
cazul.
Consultările cu comunitățile locale și alte părți interesate sunt realizate în cadrul procedurilor de
evaluare a impactului asupra mediului, organizate de autoritățile competente, conform legislației
aplicabile.
Rezultatele acestor consultări sunt analizate în cadrul documentațiilor de mediu și pot conduce la
completarea evaluării impacturilor sau la stabilirea unor măsuri suplimentare de prevenire și reducere
a impactului asupra biodiversității și serviciilor ecosistemice. Informațiile relevante rezultate din aceste
procese au fost luate în considerare și în cadrul analizei de dublă materialitate, în special în etapa de
idencare și evaluare a impacturilor potențiale asupra ecosistemelor și comunităților dependente de
resursa de apă.
De exemplu, în cazul proiectelor hidroenergece amplasate în sau în proximitatea ariilor naturale
protejate (ex. AHE Livezeni–Bumbeș sau AHE Cerna-Belareca), consultările desfășurate în cadrul
procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului au contribuit la stabilirea unor măsuri și condiții
privind protecția habitatelor acvace, menținerea debitelor ecologice și monitorizarea speciilor și
habitatelor relevante. Aceste măsuri sunt reectate în acordurile de mediu și în condițiile de operare
ale obiecvelor hidroenergece.
Procesul descris este susținut de acorduri de mediu și autorizații de mediu, studii de impact asupra
mediului și evaluări adecvate, analiza de dublă materialitate realizată conform cerințelor ESRS.
Responsabilitatea pentru aplicarea acestui proces revine structurilor interne responsabile de
managementul de mediu, precum și structurilor implicate în dezvoltarea și operarea proiectelor, în
conformitate cu atribuțiile stabilite prin regulamentele interne și actele de reglementare aplicabile.
206
Evaluarea este realizată periodic, inclusiv în cadrul proceselor de conformare cu actele de
reglementare de mediu, precum și ori de câte ori sunt dezvoltate proiecte noi sau apar modicări
relevante ale condițiilor de operare.
Evaluarea impacturilor, riscurilor și oportunităților are în vedere criterii precum severitatea impactului,
durata, reversibilitatea, probabilitatea de apariție, sensibilitatea ecosistemelor afectate și cerințele
cadrului de reglementare aplicabil.
În prezent, aceste elemente sunt integrate în cadrul sistemului de management de mediu și al
procedurilor operaționale existente, iar Grupul are în vedere consolidarea și formalizarea acestora într-
o procedură dedicată, în contextul implementării cerințelor ESRS.
Asel, în urma analizei de dublă materialitate, al cărei proces este descris în Capitolul ESRS 2 Secțiunea
IRO-1, pentru acvitatea Grupului Hidroelectrica au fost idencate impacturi potențiale asupra
biodiversității asociate factorilor determinanți ai impactului direct asupra declinului biodiversității,
inclusiv modicări ale ulizării terenurilor în contextul proiectelor aate în dezvoltare. Cu toate
acestea, în urma aplicării criteriilor de evaluare a materialității, aceste impacturi nu au fost evaluate ca
ind materiale pentru acvitățile Grupului Hidroelectrica.
Impacturile evaluate ca ind materiale sunt cele aferente sub-temei „Impactul asupra caracteriscilor
speciilor”, inclusiv impacturile potențiale asociate asigurării debitelor ecologice și operării
infrastructurii energece, asel cum este prezentat în tabelul de mai jos. Tema biodiversității și
ecosistemelor a fost evaluată ca ind materială pentru Hidroelectrica SA, nu și pentru Hidroserv și
UCMH, lialele acesteia. Această delimitare se datorează atât domeniului de acvitate al Hidroelectrica
SA, cât și specicului acvităților Hidroserv și UCMH, acestea ind orientate către servicii și producție
de echipamente, fără un impact semnicav asupra ecosistemelor în care operează. Asel, aspectele
prezentate în cadrul capitolului referitor la biodiversitate și ecosisteme este relevant operațiunilor
Hidroelectrica SA.
Concluziile analizei de dublă materialitate sunt rezumate în tabelul de mai jos și temele relevante, sunt
abordate în secțiunile următoare:
Biodiversitatea și
ecosistemele
Impact
Localizare
pe lanțul
valoric
Risc / Oportunitate (R/O)
Factorii determinanți ai
impactului direct asupra
declinului biodiversității
Nu au fost idencate impact uri
materiale. Au fost idencate impacturi
potențiale, însă acestea au fost evaluate
ca nemateriale în urma analizei de dublă
materialitate.
Operațiuni
proprii
Risc nanciar: Acest risc potențial ar putea produce
efecte doar cu privire la eventuale întârzieri în
nalizarea proiectelor in construcție. În prezent, nu
există proiecte noi și ne referim strict la proiectele în
curs de dezvoltare, care însumează aprox. 200 MW
capacitate nouă instalată, (comparat cu capacitatea
totală în funcțiune de aprox. 6300 MW).
Impactul asupra
caracteriscilor speciilor
Impact negav potențial:
1. Hidroenergie: Neasigurarea debitului
de servitute în aval ar putea inuența
bunăstarea speciilor acvace.
2. Energie eoliană: Există un impact
potențial asupra avifaunei de la
centralele eoliene, cu mențiunea că
acestea au fost construite recent, în
conformitate cu Direcvele Europene cu
evaluarea strictă asupra mediului și
Operațiuni
proprii și
lanț valoric
upstream
Riscuri nanciare
1. Potențiale riscuri de reglementare (ex. debitele
ecologice) ar putea genera riscuri nanciare in sensul
reducerii producției de energie electrică si eventuale
lucrări de invesții.
2. Alte acvități de producție echipamente: Risc de
neconformare cu actele de reglementare (avize,
acorduri, autorizații).
207
biodiversității, în principal evitarea
căilor de migrare a păsărilor.
3. Alte acvități de producție:
Acvitățile de producție echipamente
ale UCMH pot afecta biodiversitatea
dacă se ia în considerare întreg lanțul
valoric (de la extracția metalelor, folosite
in procesul de producție)
Aceste impacturi sunt evaluate ca ind
potențiale și sunt gesonate prin
respectarea debitelor ecologice și a
măsurilor stabilite prin actele de
reglementare de mediu.
Pentru proiectelor Grupului aate într-un stadiu avansat de realizare, procedurile de evaluare a
impactului asupra mediului, derulate sub coordonarea autorităților competente pentru protecția
mediului, au inclus idencarea și evaluarea impacturilor actuale și potențiale asupra biodiversității și
ecosistemelor. Rezultatele acestor evaluări au fost luate în considerare și în cadrul analizei de dublă
materialitate. Evaluările au fost realizate pe baza unor criterii clare, care includ:
• Semnicația impactului: Analiza intensității și magnitudinii impacturilor asupra
biodiversității, inclusiv idencarea speciilor protejate și a habitatelor de interes conservav
din zonele potențial afectate.
• Durata și reversibilitatea impactului: Evaluarea impacturilor pe termen scurt, mediu și lung și
determinarea capacității ecosistemelor de a se regenera în urma intervențiilor.
• Conformitatea cu legislația de mediu: Respectarea cerințelor stabilite prin OUG nr. 57/2007
privind regimul ariilor naturale protejate, conservarea habitatelor naturale, a orei și faunei
sălbace, cu modicările și completările ulterioare, precum și prin Direcva Habitate și
Direcva Păsări.
• Ulizarea instrumentelor de monitorizare: Analize de teren pentru a evalua starea de
conservare a habitatelor/speciilor și a biodiversității și ulizarea metodologiilor standardizate
pentru monitorizarea speciilor și habitatelor (ex. Ghidul privind protocoalele și metodologiile
unitare de monitorizare a stării de conservare a speciilor de interes comunitar din România,
Ghidul privind protocoalele de monitorizare și metodologiile unitare de monitorizare a stării
de conservare a habitatelor de interes comunitar din România, Ghidul standard de
monitorizare a speciilor de păsări de interes comunitar din România).
Evaluările efectuate la nivelul amplasamentelor operate sunt realizate de persoane atestate, în
conformitate cu cerințele legale aplicabile. Documentațiile și studiile de impact asupra mediului
aferente proiectelor aate în dezvoltare sau retehnologizare sunt, de asemenea elaborate de persoane
atestate. Monitorizările periodice, inclusiv cele privind biodiversitatea, calitatea apei și a sedimentelor,
precum și nivelul de zgomot, sunt realizate de prestatori autorizați, cu frecvența stabilită în actele de
reglementare, iar rezultatele sunt raportate către autoritățile competente.
Pentru proiectele aate în derulare, au fost efectuate consultări/dezbateri publice în conformitate cu
procedura de evaluare a impactului asupra mediului.
Tabelul de mai jos prezintă proiectele aate în diferite etape de dezvoltare sau proceduri de
reglementare, precum și capacitatea (țintă) instalată aferentă acestora și stadiul obținerii acordului de
mediu, la data raportării:
208
Denumire amplasament
Capacitate (țintă instalată)
Status obținere acord de mediu
AHE a râului Jiu pe sectorul Livezeni -
Bumbești
65 MW
A fost emis Acordul de mediu nr.
2/17.06.2025; acordul este contestat
în instanță, iar până la soluționarea
litigiului nu se desfășoară activități în
cadrul proiectului.
Complexul hidrotehnic și
energetic Cerna-Motru-Tismana,
etapa a II
Proiectul nu modifică puterea
instalată deja (10 MW), doar
capacitatea de stocare și energia
produsă (echipamentele sunt deja
montate)
S-a emis acordului de mediu nr.
2/09.03.2026.
AHE Răstolița
35,2 MW
Acordul de mediu aferent proiectului
AHE Răstolița a fost suspendat prin
hotărâre definitivă a instanței. Ca
urmare a acestei decizii, în perioada
de raportare nu au fost desfășurate
activități de implementare a
proiectului. În paralel, acordul de
mediu face obiectul unui litigiu privind
anularea acestuia, aflat pe rolul
Tribunalului Cluj.
Amenajare sistem flotant - panouri
fotovoltaice - proiect pilot Nufărul
10 MW
A fost emis acordul de mediu nr.
8/25.06.2024 și este în prezent în
implementare.
Centrala electrică fotovoltaică – CEF
Tudor Vladimirescu
45,94 MW
A fost emis acordul de mediu nr.
910/27.01.2025
AHE Pașcani, pe râul Siret
9,4 MW
A fost emis Acordul de mediu nr.
3/10.10.2025 iar proiectul se află în
prezent în etapa de implementare.
AHE Râul Mare Retezat- aducțiune
secundară Râu Bărbat-debușare (face
parte din AHE Râul Mare Amonte)
Urmează a fi stabilită
Pentru proiectul AHE Râul Mare
Retezat – aducțiune secundară Râu
Bărbat – debușare, procedura de
obținere a acordului de mediu nu a
fost inițiată până la data raportării,
neexistând un act administrativ emis
de autoritatea competentă în acest
sens.
CHEMP Poneasca
1,8 MW
În etapa de încadrare la DJM Caraș-
Severin
AHE Cerna – Belareca. Cădere
Belareca
14,7 MW
A fost emis Acordul de mediu nr.
1/16.04.2025La data raportării,
proiectul se află în etapa de pregătire
a implementării, fiind în curs
procedura de obținere a autorizației
de construire.
AHE a râului Olt defileu, sector
Cornetu-Avrig. CHE Câineni
40,5 MW
În etapa emiterii acordului de mediu
de către MMAP
AHE Surduc -Siriu
55 MW
În etapa emiterii acordului de mediu
de către MMAP
209
La momentul raportării, pentru proiectele prezentate în tabel nu s-au desfășurat acvități de
construcție sau intervenții zice asupra amplasamentelor în anul 2025, acestea aându-se în diferite
etape ale procedurilor de reglementare de mediu, ale procesului de autorizare sau în etapa de
pregăre a implementării invesțiilor.
Comentariile și observațiile formulate de public au fost analizate și tratate în cadrul consultărilor
desfășurate ca parte a procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului derulate de autoritățile
competente pentru protecția mediului, în conformitate cu cerințele Legii nr. 292/2018.
Consultările cu comunitățile potențial afectate, realizate în cadrul procedurilor de reglementare pentru
proiecte, au inclus dialogul cu comunitățile locale și organizațiile de mediu, în scopul idencării
aspectelor relevante legate de biodiversitate. De asemenea, au fost implicate persoane cu experză
și grupuri locale, pentru o mai bună înțelegere a dependențelor și a potențialelor impacturi asupra
ecosistemelor comune.
În cadrul acestui proces, au fost idencate zone sensibile din punct de vedere al biodiversității, în
care operațiunile ar putea genera impacturi, precum și posibile efecte asupra comunităților
dependente de serviciile ecosistemice, inclusiv acvități precum pescuitul sau funcțiile de protecție
împotriva inundațiilor. Măsurile de atenuare a impactului asupra biodiversității
Grupul Hidroelectrica a realizat studii pentru evaluarea impactului asupra biodiversității și
ecosistemelor, în special pentru proiectele aate în dezvoltare pentru nalizarea obiecvelor aate în
stadii avansate de realizare și pentru modernizarea instalațiilor existente. Lista proiectelor și
capacitățile instalate aferente acestora sunt prezentate în secțiunile anterioare ale raportului. Studiile
au fost efectuate de experți independenți atestați și au vizat, după caz, aspecte legate de calitatea apei,
speciile protejate, habitatele de interes comunitar și măsurile de gesonare a impacturilor asupra
biodiversității. În urma evaluărilor realizate, nu au fost idencate impacturi negave semnicave
asupra speciilor periclitate, în condițiile respectării măsurilor prevăzute în actele de reglementare.
Măsurile de atenuare a impactului asupra biodiversității, idencate ca necesare în cadrul studiilor de
evaluare a impactului asupra mediului pentru proiectele aate în curs de nalizare, includ:
• Construirea de structuri pentru asigurarea connuității longitudinale a cursurilor de apă (ex.
scări pentru peș), precum și monitorizarea ecacității acestora, în conformitate cu cerințele
stabilite în actele de reglementare,
• Menținerea debitelor ecologice în avalul barajelor pentru proiectele noi, conform prevederilor
legale aplicabile, inclusiv Hotărârea Guvernului nr. 148/2020, asel cum este detaliat în
Secțiunea ESRS E4-5 analiza și, după caz, adoptarea unor soluții alternave de realizare a
proiectelor în vederea reducerii impactului asupra speciilor și habitatelor;
• Monitorizarea biodiversității, realizată prin acvități de teren, în conformitate cu programele
de monitorizare aprobate;
• derularea de consultări cu comunitățile locale în cadrul procedurilor de evaluare a impactului
asupra mediului.
Grupul Hidroelectrica deține obiecve incluse în interiorul sau în proximitatea unor arii naturale
protejate (parcuri naturale și naționale, situri Natura 2000 etc.). Acvitățile desfășurate la aceste
amplasamente sunt reglementate prin acorduri și autorizații de mediu emise de autoritățile
competente, în urma parcurgerii procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului și, după caz, a
evaluării adecvate conform Direcvei Habitate și Direcvei Păsări. În urma acestor evaluări, nu s-a
concluzionat existența unor efecte negave semnicave asupra integrității ariilor naturale protejate,
210
respecv deteriorarea habitatelor naturale sau perturbarea speciilor pentru care acestea au fost
desemnate, în sensul legislației aplicabile.
Actele de reglementare includ condiții și măsuri de prevenire și monitorizare, însă nu au fost impuse
măsuri compensatorii, întrucât nu a fost idencat un impact semnicav în sensul direcvelor
menționate.
Pentru acvitățile care se desfășoară în limita ariilor naturale protejate sunt nocate autoritățile
competente (ANMAP, administratorii ariilor naturale protejate), iar monitorizarea este realizată
conform cerințelor stabilite prin actele de reglementare, acolo unde este aplicabil. Documentațiile
și studiile necesare obținerii actelor de reglementare de mediu sunt elaborate de experți externi
atestați. Autorizațiile de mediu și celelalte acte de reglementare sunt emise de autoritățile
competente, în condițiile prevăzute de legislația națională și europeană, putând include, după caz,
măsuri sau condiții specice pentru prevenirea sau reducerea impactului asupra biodiversității. În
funcție de cerințele autorităților competente și de concluziile evaluărilor de mediu, Grupul
Hidroelectrica poate ajusta anumite soluții tehnice sau elemente de proiectare, inclusiv planurile de
amenajare hidroenergecă, în vederea asigurării unei integrări adecvate a proiectelor în mediul
natural. Nu sunt stabilite măsuri de compensare în actele de reglementare emise.
Planul de tranziție și luarea în considerare a biodiversității și a ecosistemelor în cadrul strategiei și al
modelului de afaceri
E4-1
Apa reprezintă o resursă naturală esențială pentru operațiunile Grupului Hidroelectrica și pentru
producerea energiei electrice. Riscurile asociate disponibilității resurselor de apă, inclusiv cele
generate de secetă și de schimbările climace, sunt luate în considerare în cadrul acvităților
operaționale ale Grupului, în vederea ulizării responsabile a acestei resurse. Grupul monitorizează
nivelurile de apă și debitele cursurilor de apă, în conformitate cu cerințele stabilite prin actele de
reglementare și regulamentele de exploatare aplicabile, pentru a sprijini funcționarea instalațiilor și
gesonarea resurselor de apă. De asemenea, evaluează opțiuni tehnologice care pot contribui la
creșterea ecienței ulizării apei în procesul de producere a energiei electrice, inclusiv prin soluții de
stocare a energiei sau integrarea surselor regenerabile complementare, în funcție de cadrul strategic
și de reglementare aplicabil. Acvitatea Grupului Hidroelectrica se desfășoară cu respectarea
condițiilor prevăzute în actele de reglementare de mediu deținute. Pentru obiecvele existente,
funcționarea se realizează în baza autorizațiilor de mediu valabile. Proiectele aate în dezvoltare sunt
implementate în conformitate cu condițiile stabilite prin acordurile de mediu sau deciziile etapei de
încadrare, emise în urma parcurgerii procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului, care pot
include, după caz, evaluarea adecvată și evaluarea impactului asupra corpurilor de apă. Grupul
Hidroelectrica integrează protecția biodiversității și a ecosistemelor în strategia și modelul său de
afaceri prin:
Impacturile, dependențele, riscurile și oportunitățile legate de biodiversitate și ecosisteme derivă
direct din modelul de afaceri al Grupului Hidroelectrica, care se bazează în principal pe ulizarea
resursei de apă pentru producerea energiei electrice. Acvitatea hidroenergecă implică interacțiunea
directă cu ecosistemele acvace și cu regimul hidrologic, generând atât dependențe față de serviciile
ecosistemice (disponibilitatea resursei de apă, funcționarea ecosistemelor acvace), cât și potențiale
impacturi asupra habitatelor și speciilor.
Riscurile idencate, inclusiv cele legate de restricții privind debitele ecologice, cerințe suplimentare
de reglementare sau limitări impuse în arii naturale protejate, au determinat integrarea
211
considerentelor privind biodiversitatea în planicarea invesțiilor, în regulamentele de exploatare a
acumulărilor și în priorizarea proiectelor aate în dezvoltare.
În mod concret, aceste elemente au condus la:
– adaptarea programelor de exploatare pentru asigurarea debitelor ecologice;
– includerea condițiilor de mediu în fazele de proiectare și modernizare;
– reevaluarea calendarului sau structurii unor proiecte aate în dezvoltare în funcție de cerințele
procedurilor de evaluare adecvată;
– integrarea riscurilor de reglementare și de biodiversitate în analiza de dublă materialitate și în
procesul decizional privind invesțiile.
Asel, biodiversitatea nu este tratată exclusiv ca element de conformare, ci ca factor care inuențează
direct strategia operațională și invesțională a Grupului.
În perioada de raportare, impacturile, dependențele, riscurile și oportunitățile legate de biodiversitate
și ecosisteme nu au determinat modicări ale modelului de afaceri al Grupului Hidroelectrica, care
rămâne bazat pe producerea energiei electrice din surse regenerabile, în principal hidroenergie. Aceste
elemente au condus în principal la ajustări operaționale și de planicare a invesțiilor, precum
integrarea cerințelor de mediu în proiectarea și implementarea proiectelor, adaptarea programelor de
exploatare și includerea riscurilor de reglementare și biodiversitate în procesele interne de analiză și
decizie.
Grupul nu a efectuat până în prezent o evaluare formală a rezilienței modelului de afaceri și a strategiei
la riscurile legate de biodiversitate și ecosisteme. În contextul implementării progresive a cerințelor
ESRS și al consolidării cadrului intern de analiză a riscurilor ESG, Grupul are în vedere inițierea unei
asel de evaluări într-un orizont de mp mediu, respecv în perioada 2026–2027, ulterior stabilizării
cadrului normav aplicabil.
Ținând cont de schimbările legislave care amâna obligația raportării anumitor informații, cât și
revizuirea standardelor ESRS, compania a decis amânarea nalizării adoptării unui Plan de tranziție în
perioada următoare.
Polici legate de biodiversitate și ecosisteme
E4-2
Grupul Hidroelectrica nu a adoptat polici sau angajamente formalizate legate de biodiversitate si
ecosisteme, o polica de mediu cu angajamente exista pregătă în dra și urmează a  adoptată după
nalizarea revizuirii standardelor ESRS. Monitorizarea performanței de mediu și gesonarea
impacturilor asupra biodiversității și ecosistemelor sunt integrate în cadrul în cadrul general de
management de mediu și în procesele de planicare operațională și invesțională ale Grupului.
Cu toate acestea, în praccă, Grupul Hidroelectrica asigură protecția biodiversității și ecosistemelor
în zonele operaționale deținute, concesionate/închiriate sau gesonate, inclusiv cele situate în
interiorul sau în proximitatea zonelor sensibile din punctul de vedere al biodiversității, prin măsuri de
monitorizare a biodiversității, stabilite în actele de reglementare (acorduri de mediu, autorizații de
mediu, autorizații si avize de gospodărire a apelor), evaluări ale impactului în cadrul procedurilor de
evaluare a impactului asupra mediului.
212
Acvitatea grupului se aliniază cu reglementările naționale relevante, inclusiv legislația privind
protecția mediului, transpusă la nivel național din direcvele Uniunii Europene
8
. Autoritățile
competente (GNM, ANAR și alte instuții abilitate efectuează controale periodice la obiecvele
Grupului, în conformitate cu propriile programe de inspecție. În perioada de raportare nu au fost
aplicate sancțiuni în urma acestor controale.
Abordarea Grupului în ceea ce privește biodiversitatea este aliniată principiilor generale promovate de
Convenția privind diversitatea biologică (CBD), inclusiv ulizarea durabilă a resurselor naturale și luarea
în considerare a intereselor comunităților locale. Consultările cu comunitățile potențial afectate sunt
integrate în procedurile de evaluare a impactului asupra mediului, în conformitate cu cerințele legale,
pentru a asigura informarea și parciparea publicului în procesul de reglementare. Măsurile concrete
adoptate de Hidroelectrica S.A. în vederea gesonării impacturilor asupra biodiversității și
ecosistemelor sunt prezentate în Secțiunea ESRS E4-3 – Acțiuni și resurse legate de biodiversitate și
ecosisteme.
Acțiuni și resurse legate de biodiversitate și ecosisteme
E4-3
Nu au fost stabilite acțiuni cheie aliniate standardului de raportare ESRS (ESRS 2 MDR-A) în domeniul
biodiversității și ecosistemelor. Grupul Hidroelectrica nu a adoptat un document de strategie disnct
dedicat exclusiv biodiversității și ecosistemelor și nici un plan de acțiuni cheie cu ținte cantave
specice acestui domeniu. Acțiunile prezentate mai jos reprezintă măsuri operaționale și de
conformare implementate în baza actelor de reglementare aplicabile și/sau în cadrul sistemului
general de management de mediu al Grupului. . Gesonarea aspectelor legate de biodiversitate și
ecosisteme este realizată în cadrul abordării generale privind protecția mediului, în conformitate cu
principiile legislației de mediu aplicabile. În acest context, acvitățile desfășurate de Grup în domeniul
protecției mediului (și implicit cele legate de biodiversitate și ecosisteme) iau în considerare principiile
conservării biodiversității și ale protecției ecosistemelor specice cadrului biogeograc natural,
inclusiv conservarea habitatelor naturale și a speciilor de oră și faună sălbacă, asel cum sunt
prevăzute de legislația națională și europeană. Pentru reducerea impactului asupra biodiversității, în
special în cazul proiectelor aate în dezvoltare, sunt aplicate măsuri de evitare a impactului asupra
ariilor naturale protejate, acolo unde este posibil, precum și măsuri de reducere sau gesonare a
impactului asupra mediului și prin actele de reglementare emise de autoritățile competente. În
condițiile legii se iau în considerare toate observațiile relevante primite, de la experți sau comunitate
în mpul procedurilor legale. În ceea ce privește cunoșnțele locale, acestea sunt integrate în cadrul
procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului, prin consultarea comunităților locale, a
autorităților publice și a experților de specialitate. Observațiile relevante formulate în cadrul
consultărilor publice sunt analizate și, după caz, integrate în documentațiile tehnice și în condițiile
stabilite prin actele de reglementare emise de autoritățile competente. Printre categoriile de măsuri
aplicate de Grup se numără:
• Realizarea evaluărilor de impact asupra mediului, prin elaborarea de studii și documentații
tehnice înainte de implementarea proiectelor, în vederea idencării potențialelor efecte
asupra habitatelor naturale și a speciilor protejate.
8
Directiva 92/43/CEE a Consiliului privind conservarea habitatelor naturale și a speciilor de faună și floră
sălbatică și Directiva 2009/147/CE a Parlamentului European și a Consiliului din 30 noiembrie 2009 privind
conservarea păsărilor sălbatice
213
• Monitorizarea biodiversității, în conformitate cu condițiile stabilite în actele de reglementare,
pentru specii și habitate de interes comunitar, inclusiv raportarea periodică a rezultatelor către
autoritățile competente;.
implementarea măsurilor de asigurare a conecvității ecologice, precum construirea de structuri
pentru connuitatea longitudinală a cursurilor de apă (ex. scări pentru peș), atunci când acestea sunt
prevăzute în acordurile de mediu sau în avizele de gospodărire a apelor; alocarea de resurse nanciare
pentru implementarea măsurilor de protecție a biodiversității, inclusiv pentru elaborarea studiilor,
aplicarea măsurilor stabilite și acvitățile de monitorizare. La data raportării, nu au fost idencate
situații care să impună aplicarea unor măsuri de remediere a unor impacturi negave semnicave
asupra biodiversității sau măsuri compensatorii, în baza acordurilor de mediu emise pentru proiectele
Grupului.
În cadrul Grupului Hidroelectrica există structuri organizatorice cu responsabilități în domeniul
protecției mediului la nivelul ecărei entăți, care asigură implementarea și monitorizarea măsurilor
prevăzute în actele de reglementare. Acvitățile și proiectele Grupului sunt gesonate în conformitate
cu cerințele stabilite prin actele de reglementare de mediu, având ca obiecv limitarea impacturilor
asupra habitatelor și speciilor de interes comunitar din ariile naturale protejate. Pentru reducerea
impactului asupra biodiversității, sunt aplicate măsuri de evitare și gesonare a impacturilor încă din
etapele de planicare și dezvoltare a proiectelor, în cadrul procedurilor de evaluare a impactului asupra
mediului. Exemple de inițiave și acvități derulate de Grup includ:
1. Parcul fotovoltaic plutitor Nufărul – Grupul Hidroelectrica a obținut acordul de mediu pentru
construcția parcului fotovoltaic plutitor, cu o capacitate de 10 MW, pe lacul de acumulare Ipotești.
Acest proiect vizează producerea de energie verde și reducerea evaporării apei din rezervoare,
contribuind la protecția resurselor de apă și a ecosistemelor acvatice. Proiectul este în
implementare.
2. Monitorizarea biodiversității la Centrala Hidroelectrică Racovița – Grupul Hidroelectrica
derulează un program de monitorizare a speciilor din aria naturală protejată Oltul Mijlociu-Cibin-
Hârtibaciu, în amonte și aval de centrala hidroelectrică Racovița. Scopul este evaluarea impactului
activităților asupra faunei locale și asigurarea conservării speciilor protejate.
3. Monitorizarea biodiversității în vecinătatea parcului eolian Crucea Nord – Grupul
implementează un program de monitorizare în vederea desfășurării activităților la punctul de lucru
cu afectarea minimă a factorilor de mediu și fără să genereze impacturi semnificative.
4. Monitorizarea factorilor de mediu abiotici și biotici din zona de desfășurare a proiectului
„Retehnologizarea amenajării hidroenergetice Vidraru”
Grupul implementează programul de monitorizare a factorilor de mediu abiotici și biotici, în
conformitate cu cerințele stabilite prin acordul de mediu. Monitorizarea vizează evaluarea
potențialelor impacturi asupra calității mediului și biodiversității pe durata execuției lucrărilor.
Domeniul de aplicare al acțiunilor principale ale Grupului Hidroelectrica privind biodiversitatea și
ecosistemele poate fi descris prin raportarea la următoarele dimensiuni:
• Acoperirea în funcție de tipul activităților (Proiectarea și construcția infrastructurii: Acțiunile
de mediu sunt integrate în faza de proiectare prin evaluarea impactului asupra biodiversității
în cadrul procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului, incluzând măsuri de protecție
a speciilor și habitatelor de interes comunitar; Operarea centralelor hidroelectrice și eoliene:
Activitățile de operare se desfășoară cu respectarea condițiilor prevăzute în autorizațiile de
mediu, fiind însoțite de monitorizarea factorilor de mediu conform cerințelor stabilite prin
actele de reglementare; Adaptarea și reducerea impactului: sunt aplicate măsuri de
gestionare a impacturilor asupra mediului, inclusiv măsuri de adaptare la condiții hidrologice
214
variabile, în conformitate cu regulamentele de exploatare și actele de reglementare;
Modernizarea instalațiilor - în cadrul proiectelor de modernizare și retehnologizare, sunt
evaluate și, după caz, integrate soluții tehnice menite să reducă impactul asupra mediului și
habitatelor afectate..)
• Acoperirea geografică în raport cu cursurile de apă (Zone amonte: zonele de captare a apei
sunt gestionate pentru a minimiza eroziunea și degradarea habitatelor riverane; Zone aval:
sunt implementate măsuri pentru menținerea conectivității ecologice, inclusiv structuri
pentru migrația ihtiofaunei - de exemplu, scări pentru pești sau soluții alternative– în
conformitate cu cerințele stabilite prin actele de reglementare.)
• Grupurile de părți interesate afectate (Comunități locale: impacturile potențiale asupra
comunităților sunt analizate în cadrul procedurilor de evaluare a impactului asupra mediului,
iar măsurile de gestionare urmăresc limitarea efectelor negative asupra utilizării resurselor
naturale și a serviciilor ecosistemice; Utilizatori de resurse naturale: agricultori și pescari:
sprijin pentru utilizatorii de resurse naturale din aval, prin asigurarea unui debit minim
ecologic pentru irigații și pescuit; Instituții de cercetare și experți: Grupul colaborează, după
caz, cu experți și instituții de specialitate în cadrul studiilor de evaluare și monitorizare, pentru
fundamentarea măsurilor de protecție a biodiversității).
Hidroelectrica SA ia în considerare orizonturi de mp diferite pentru acțiunile legate de biodiversitate
și ecosisteme, în funcție denatura, complexitatea și stadiul de implementare al proiectelor. Pe termen
scurt și mediu, acțiunile vizează în principal:
• Implementarea proiectelor de monitorizare a biodiversității, în conformitate cu cerințele
stabilite prin actele de reglementare de mediu, în zonele în care Grupul desfășoară activități
(ex.: programul de monitorizare aferent CHE Racovița, situată în aria naturală protejată
ROSAC132 Oltul Mijlociu-Cibin-Hârtibaciu).
• Realizarea măsurilor de asigurare a conectivității ecologice, precum construirea de structuri
pentru migrația ihtiofaunei (ex. scări pentru pești), pentru proiectele aflate în curs de
finalizare, atunci când acestea sunt prevăzute în actele de reglementare.
Pe termen lung: Grupul Hidroelectrica are în vedere integrarea considerentelor privind biodiversitatea
și ecosistemele în proiectele de adaptare la schimbările climatice și de eficientizare a utilizării
resurselor de apă în producția de energie. În acest context, sunt evaluate, în funcție de cadrul strategic
și de reglementare aplicabil, opțiuni precum modernizarea centralelor existente, proiecte de
hibridizare cu soluții de stocare în baterii sau integrarea surselor regenerabile complementare (ex.
centrale fotovoltaice flotante sau la sol).Abordarea pe termen lung urmărește asigurarea continuității
producției de energie electrică, cu respectarea cerințelor de protecție a mediului și în concordanță cu
obiectivele relevante ale Strategiei UE pentru biodiversitate.
Resursele financiare necesare pentru implementarea măsurilor de mediu sunt incluse în bugetele
operaționale și de capital (Opex și Capex) ale Grupului, finanțate din fondurile interne. Având în vedere
stadiul actual al proiectelor și structura bugetelor de investiții, costurile aferente măsurilor de
protecție a biodiversității nu sunt evidențiate distinct, fiind integrate în costurile totale ale proiectelor
de dezvoltare sau modernizare.
În cadrul procedurilor de obținere a actelor de reglementare de mediu, sunt analizate opțiuni tehnice
alternative, inclusiv din perspectiva impactului asupra biodiversității, iar costurile asociate măsurilor
stabilite de autorităților competente sunt incluse în proiectele respective. Toate măsurile sunt agreate
cu autoritățile competente în urma studiilor efectuate de către experții externi atestați și sunt incluse
în proiectele de dezvoltare.
215
Grupul Hidroelectrica aplică ierarhia măsurilor de atenuare în gesonarea impacturilor proiectelor
asupra mediului și pentru a asigura un echilibru între dezvoltarea infrastructurii energece și protecția
biodiversității. Această abordare este ulizată sistemac în toate fazele proiectelor, incluzând
planicarea, construcția și operarea.
La data raportării, nu au fost stabilite măsuri compensatorii în sarcina Hidroelectrica S.A. prin actele
de reglementare emise pentru proiectele derulate. În cadrul procedurilor de reglementare, au fost
analizate soluții alternave asel încât impactul rezidual al proiectelor să nu e semnicav negav.
Nu au fost stabilite ținte legate de biodiversitate și ecosisteme. În funcție de evoluția cadrului de
reglementare volal și de nalizarea modicărilor standardelor ESRS, Grupul va analiza oportunitatea
stabilirii sau adaptării țintelor legate de biodiversitate și ecosisteme. Performanța aferentă acestor
ținte, în măsura în care vor  denite, va  raportată anual în Raportul de sustenabilitate.
Ținte legate de biodiversitate și ecosisteme
E4-4
Nu au fost stabilite ținte legate de biodiversitate și ecosisteme. O strategie pentru protecția
biodiversității și a ecosistemelor cu un plan de tranziție urmează a  întocmite în următoarea perioadă,
în funcție de cerințele de raportare ale standardelor ESRS revizuite.
Acvitatea Grupului Hidroelectrica se desfășoară cu respectarea legislației naționale aplicabile privind
protecția mediului și gospodărirea apelor
9
și a condițiilor stabilite prin actele de reglementare emise
de autoritățile competente.
Protecția biodiversității și a ecosistemului
Indicatori de impact legați de biodiversitate și de schimbările ecosistemelor
E4-5
Amplasamentele situate în interiorul sau în proximitatea ariilor naturale protejate sunt gesonate în
conformitate cu actele de reglementare deținute. Pentru proiectele care pot avea impact asupra ariilor
naturale protejate sunt stabilite măsuri specice de prevenire și reducere a impactului, la nivel de
sit/proiect.
Pilonul ESG „Mediu și biodiversitate”, inclus în Planul de administrare al Grupului Hidroelectrica 2023-
2027, are ca obiecv prevenirea și atenuarea impacturilor potențiale asupra zonelor cu valoare
ecologică ridicată, generate de proiecte noi sau de acvitățile existente. În acest context, au fost avute
în vedere următoarele direcții de acțiune:
1. determinări și calcul debite de servitute cu componentă debit ecologic;
2. determinare măsuri concrete în acord cu cerințele de aliniere la criteriile de screening tehnic privind
biodiversitatea și resursele de apă, prevăzute în Taxonomie pentru invesțiile noi.
Indicatorii cheie de performanță deniți în acest context sunt:
1. Realizarea a 103 studii privind operațiunile acoperite de Studiul de referință privind apa până în anul
2026;
2. 100% operațiuni aliniate la criteriile Taxonomiei în cazul noilor invesții până în anul 2027.
9
OUG nr. 195/2005 privind protecția mediului, cu modificările și completările ulterioare aprobată prin Legea
nr. 265/2006 privind protecția mediului, cu modificările și completările ulterioare și Legea Apelor nr.
107/1996 cu modificările și completările ulterioare
216
Măsurarea celor 2 indicatori nu este validată de un organism extern, altul decât auditorul.
În ceea ce privește studiile de referință privind apa, obiecvul a fost îndeplinit în anul 2024. Studiile au
fost elaborate prin contractarea Instutului Național de Hidrologie și Gospodărire a Apelor (INHGA) în
conformitate cu cerințele legislației naționale și europene privind protecția ecosistemelor acvace.
Aceste studii au fost efectuate pentru secțiunile de barare, având în vedere reglementările naționale
și europene referitoare la protecția ecosistemelor acvace și menținerea unui ux de apă adecvat în
aval. Studiile stau la baza stabilirii valorii debitelor de servitute cu componentă ecologică de către
autorități, valori de debite care vor trebui respectate, urmând a  incluse de către autorități în actele
de reglementare.
Cu toate acestea, conform legislației în vigoare, există posibilitatea ca valoarea debitului de servitute
cu componentă ecologică care va  prevăzută în autorizațiile de gospodărire a apelor să e ajustată
față de valoarea debitului rezultat din studiile menționate mai sus, în cazul în care s-a constatat că se
depășesc valorile prag privind efectul semnicav negav asupra folosinței de apă, adică reprezentând
pierderea producției de energie cu mai mult de 2%/an la nivelul unei singure hidrocentrale sau cu mai
mult de 5%/an pentru amenajarea hidroenergecă în ansamblul ei. În situația în care, în urma studiilor
tehnico-economice efectuate, au rezultat costuri disproporționate pentru implementarea soluției
construcve tehnic fezabil, autoritatea de reglementare în domeniul gospodăririi apelor va decide, de
la caz la caz, stabilirea unor obiecve mai puțin severe cu privire la debitul de servitute cu componentă
ecologică, sau exceptarea lucrărilor de barare sau captare a apei de la aplicarea HG nr. 148/2020,
păstrându-se asel condițiile inițiale de reglementare. Societatea este în proces de actualizare a
autorizațiilor de gospodărire a apelor, luând în calcul aspectele considerate mai sus.
In urma analizei acvităților desfășurate, Grupul Hidroelectrica a concluzionat că operarea
infrastructurii hidroelectrice existente si dezvoltarea de noi proiecte nu generează, în mod direct,
impacturi materiale asociate modicărilor de ulizare a terenurilor sau a apei dulci, în sensul cerințelor
ESRS E4‑5 par. 38. Această concluzie se bazează pe faptul că amplasamentele proiectelor sunt selectate
pe baza studiilor de mediu realizate anterior implementării, cu evitarea zonelor cu valoare ecologică
ridicată, iar operarea acvităților existente se realizează în conformitate cu cerințele de mediu
aplicabile, inclusiv prin respectarea debitelor ecologice stabilite prin studii de specialitate. În
consecință, Grupul consideră că metricile prevăzute la ESRS E4‑5 par. 38 lit. (a) – (e) nu sunt aplicabile
pentru exercițiul de raportare.
.
În anul 2025, acvitățile desfășurate de Grupul Hidroelectrica au constat exclusiv în lucrări de
întreținere, mentenanță, reparații și reabilitare a infrastructurii existente (ex. decolmatare, reabilitare
aducțiuni, lucrări de siguranță a amenajărilor existente).
Rezultatele sunt sintezate în tabelul de mai jos:
Nr.
crt.
Proiect/Amplas
ament
Tip activitate
Tip document de
mediu
Autoritate
emitentă
Concluzie
document
de mediu
Există
obligații
de
monitoriz
are
(DA/NU)
Tip impact
asupra
biodiversit
ății
Impact
materi
al
(ESRS
E4-5)
217
1
Lucrări
decolmatare
captări
secundare -
acumulări
Vâlcea
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
18514/25.11.202
5
DJM
Vâlcea
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
2
Lucrări de
decolmatare
CHEmp Sebeș
Făgăraș
Mentenanță
construcții
Decizie etapă
încadrare
141/21.07.2025
DJM
Brașov
Nu se
supune
evaluării
impactului
asupra
mediului
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
3
Reabilitare
instalații cu apa
curentă, apa de
răcire și
incendiu
aferente CHE
Dobrești
(amplasament
CHE Dobrești,
râul Ialomița)
Reabilitare/lu
crări
existente -
Mentenanță
construcții
318/05.08.2024
APM
Dâmboviț
a
Nu se
supune
evaluării
impactului
asupra
mediului
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
4
Reabilitare
galerie de
aducțiune
Scropoasa
(amplasament
CHE Scropoasa,
râul Ialomița)
Mentenanță
construcții
Decizie etapă
încadrare
67/18.02.2025
APM
Dâmboviț
a
Nu se
supune
evaluării
impactului
asupra
mediului
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
5
Reabilitare
structurală
(construcție
metalica, piese
mecanice,
etanșări si piese
înglobate) și
instalații
aferente
(încălzire corp
stavilă, încălzire
ghidaje şi de
ungere) şi
protecƫie
anticoroziva
stavile dublu
cârlig Baraj
deversor Porțile
de Fier I
(amplasament
CHE Porțile de
Fier I)
Mentenanță
echipamente
Decizie etapă
încadrare
51/05.06.2025
DJM
Mehedinți
Nu se
supune
evaluării
impactului
asupra
mediului
NU
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
6
Lucrări de
reparații Polder
Râul Lung (SH
Hațeg)
Mentenanță
construcții
Decizie etapă
încadrare
390/13.10.2025
DJM
Caraș -
Severin
Nu se
supune
evaluării
impactului
asupra
mediului
NU
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
Nu
218
i (în sens
ESRS E4-5)
7
Decolmatare
contracanal Olt
Mijlociu
(amplasament
CHE
Ionești/CHE
Zăvideni/CHE
Drăgășani/Râul
Olt)
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
570/VL/23.06.20
25
DJM
Vâlcea
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
8
Lucrări de rep
zona racord
DMD cu CHE
GOVORA
(amplasament
CHE
Govora/Râul
Olt)
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
303/ST
VL/03.04.2025
ANANP -
ST Vâlcea
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
9
Nivelare
coronament dig
și umplere
ravene DMD
Băbeni, Ionești,
Zăvideni,
Drăgășani
(amplasament
CHE
Băbeni/CHE
Ionești/ CHE
Zăvideni/CHE
Drăgășani/Râul
Olt)
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
589/ST
VL/04.07.2025
DJM
Vâlcea
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
10
Lucrări reparații
regularizare
aval Strejești,
Arcești,
Frunzaru
(amplasament
UHE
Slatina/CHE
Strejești,
Arcești,
Frunzaru/Râul
Olt)
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
53156/20.10.202
5
ANMAP
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
11
Lucrări
decolmatare
contracanal
sector Olt
Inferior
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
50145/06.05.202
5
ANMAP
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
12
Lucrări
șenalizare albie
pârâu Costești
Mentenanță
construcții
Acord cu condiții
efectuare lucrări
1619/FOM/19.11
.2025
Administr
ația
Parcului
Național
Buila -
Vânturariț
a
Activitate
permisă cu
condiții de
protecție
Nu
Nu
generează
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
219
13
Retehnologizar
e AHE Vidraru
Retehnologiz
are
Acord de mediu
nr.
07/11.04.2022
APM
Argeș
90% din
lucrări se
desfășoară
în incintele
existente
ale AHE
Vidraru
Realizare
proiectului
nu va
afecta
starea de
conservar
e a
habitatelo
r și
speciilor
de faună
care
constituie
obiectivele
de
conservar
e ale
sitului N2k
ROSAC011
2 Munții
Făgăraș
Da
Activitățile
se
desfășoară în
baza
acordului de
mediu, fără
impacturi
materiale
asupra
biodiversități
i (în sens
ESRS E4-5)
Nu
Acvitățile prezentate mai sus reectă exclusiv intervenții de mentenanță, reparații și lucrări asupra
infrastructurii existente, realizate în baza actelor de reglementare emise de autoritățile competente.
Aceste acvități nu implică ocuparea unor suprafețe noi, modicări ale ulizării terenurilor,
fragmentarea habitatelor sau afectarea conecvității ecologice.
În ceea ce privește proiectul „Retehnologizarea AHE Vidraru”, acesta este amplasat parțial în aria
naturală protejată ROSAC0122 Munții Făgăraș. Au fost analizate impacturile potențiale asupra
biodiversității și ecosistemelor prin Studiul de Evaluare Adecvată (EA) și Raportul privind Impactul
asupra Mediului (RIM), care au avut în vedere, printre altele, efectele asupra habitatelor și speciilor de
interes comunitar, precum și integritatea și funcționalitatea ecosistemelor.
Concluziile acestor evaluări arată că lucrările sunt preponderent de reabilitare a infrastructurii
existente, că eventualele modicări ale factorilor de mediu sunt temporare, controlate și gesonate
prin măsuri de prevenire, reducere și monitorizare, și că nu se înregistrează impacturi reziduale
semnicave sau materiale asupra biodiversității, stării speciilor ori exnderii și condiției
ecosistemelor.
Pe baza informațiilor disponibile și a documentației de mediu aferente acvităților desfășurate în anul
2025, nu au fost idencate impacturi materiale asupra biodiversității și ecosistemelor, în sensul
cerințelor ESRS E4-5.
În consecință, cerințele privind raportarea indicatorilor cantavi prevăzute la ESRS E4-5 (par. 33 – 41)
nu sunt aplicabile pentru anul de raportare 2025, absența acestora reectând natura acvităților
desfășurate și nu o limitare a informațiilor analizate.
220
FORȚA DE MUNCĂ PROPRIE
ESRS S1
Strategie și concepte legate de forța de muncă proprie
Interesele și punctele de vedere ale părților interesate
ESRS 2 SBM-2
Capitalul uman este esențial pentru angerea obiecvelor Grupului Hidroelectrica, prin atragerea și
menținerea personalului calicat și opmizarea structurii organizatorice, dezvoltarea capitalului uman,
formarea connuă a angajaților, implementarea unui sistem de management al performanței.
Conform viziunii sale de a crea un viitor sustenabil, Grupul Hidroelectrica se preocupă constant de
asigurarea unui mediu de lucru sigur și sănătos, promovarea praccilor de muncă echitabile, respectarea
demnității și oferirea de oportunități pentru dezvoltare profesională.
Angajații Hidroelectrica SA sunt reprezentați de Sindicatul Hidroelectrica „Hidrosind”, care acoperă
aproximav 85% dintre angajați. In cadrul Hidroelectrica mai exista si Sindicatul Operatorilor din centrale
Hidroelectrice care are un număr de membri reprezentând aproximav 2% din personalul societății. De
asemenea, și la nivelul Hidroserv și UCMH sunt înințate sindicate, Sindicatul Național Hidroenergeca și,
respecv, Sindicatul Reșița 1771.
Hidroelectrica SA are obligația legală de a informa și consulta sindicatul în ceea ce privește evoluțiile
recente, precum și perspecvele acvităților și situației economice ale Societății, în conformitate cu
prevederile legale aplicabile. În general, orice modicare a strategiei sau a modelului de afaceri al
Hidroelectrica SA presupune și ajustarea structurii organizaționale, asel încât aceasta să e aliniată noii
direcții strategice. În cadrul acestui proces de schimbare, angajații sunt consultați prin intermediul
reprezentanților lor. Totodată, Hidroelectrica SA evaluează anual nivelul de sasfacție și implicare al
salariaților, printr-un sondaj realizat la începutul ecărui an pentru anul precedent, chesonarele ind
transmise tuturor angajaților.
Printre pilonii ESG ai Strategiei de Sustenabilitate 2023 – 2030, se numără și pilonul Sănătate și siguranță
ocupațională, cu obiecvul de zero accidente de muncă și Pilonul Cultură organizațională, cu obiecvul
strategic de a îmbunătăți cultura în care angajații își desfășoară acvitatea, prin diversitate, incluziune și
nediscriminare și prin dezvoltarea competențelor angajaților. În cursul anului 2025 a fost demarat un proces
de actualizare a Strategiei de Sustenabilitate asel încât să cuprindă într-o măsură mai detaliată sub-temele
sociale idencate ca ind materiale în contextul raportării ESRS pentru anul scal 2024. În cadrul acestui
proces au fost evaluate policile existente la nivel de Grup, o serie de acțiuni, ținte și indicatori precum și
modalitatea de monitorizare și evaluare a acestora, însă varianta nală a Strategiei va  aprobată după
adoptarea standardelor ESRS revizuite și după evaluarea implicațiilor generate de volalitatea legislavă din
ulma perioadă.
221
Impacturile, riscurile și oportunitățile semnicave și interacțiunea acestora cu strategia și
modelul de afaceri
ESRS 2 SBM-3
Impacturile legate de forța de muncă proprie idencate și evaluate în cadrul procesului de analiză de dublă
materialitate sunt sumarizate în tabelul de mai jos. În procesul de analiză de dublă materialitate, nu au fost
idencate riscuri sau oportunități materiale.
Forța de muncă proprie
Impact
Localizare pe
lanțul valoric
Risc / Oportunitate (R/O)
Condițiile de lucru
Impactul poziv generat de
valorile promovate de grup
se manifestă prin
respectarea drepturilor
angajaților și susținerea unor
condiții de lucru sigure. De
asemenea, implicarea acvă
a liderilor de sindicat asigură
o comunicare connuă și
ecientă cu angajații,
contribuind asel la
bunăstarea generală a
acestora.
Operațiuni
proprii
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
Impact negav potențial
generat de riscul de accident
la locul de munca - impact
potențial dacă măsurile de
securitate și instruirea nu
sunt implementate
corespunzător în acvitățile
de zi cu zi. Asel, crește
riscul de accidente, vătămări
și afectează sănătatea pe
termen lung a angajaților.
Operațiuni
proprii
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
Oportunități și
tratament egal pentru
toți
Impact poziv - Grupul
Hidroelectrica recrutează
angajați de toate genurile
(masculin, feminin, etc), iar
dacă echitatea de gen nu
este gesonată cu atenție în
praccile de angajare,
promovare și retenție, acest
lucru ar putea afecta negav
atracvitatea forței de
muncă, retenția și
performanța.
Operațiuni
proprii
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
Alte drepturi legate de
munca angajaților
proprii
Impact poziv - Grupul
Hidroelectrica prin existența
policilor interne de
angajare, promovare și
retenție revizuite și
îmbunătățite periodic, creste
atracvitatea forței de
muncă, retenția și
performanța.
Operațiuni
proprii
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
222
Impacturile pozive asupra forței de muncă proprii, cum ar  condițiile de muncă adecvate și respectarea
drepturilor angajaților, provin din faptul că Grupul Hidroelectrica își dorește să e un angajator responsabil
în sectorul energec, și contribuie la adaptarea modelului de afaceri prin creșterea producvității și retenția
talentelor.
Toți angajații Grupului Hidroelectrica care ar putea  afectați semnicav sunt incluși în domeniul de
aplicare al prezentării informațiilor. Forța de muncă proprie a Grupului Hidroelectrica include angajați din
centralele hidroelectrice, personal tehnic și de inginerie, specialiș IT și personal administrav, toți ind
angajați direcți ai Grupului.
Hidroelectrica își desfășoară acvitatea în conformitate cu standardele și praccile impuse companiilor
listate, având implementate o serie de regulamente și proceduri care vizează generarea unui impact poziv
asupra angajaților pe mulple aspecte, precum cele privind drepturile angajaților, libertatea de asociere și
negociere, dialog social, locuri de muncă sigure, salarii adecvate, echilibru între viața profesională și cea
privată. Angajații Grupului beneciază de prevederile Contractului Colecv de Muncă prin care sunt
reglementate drepturile și obligațiile reciproce ce țin de contractul de muncă, mpul de muncă și odihnă,
condiții de muncă, drepturile salariale si alte drepturi de natura salarială sau asimilate acestora, protecția
socială a salariaților, demnitatea în muncă, egalitatea de șanse și de tratament, formare profesională. De
asemenea în CCM sunt incluse prevederi legate de organizațiile sindicale care au dreptul să folosească
mijloace specice de acțiune (negocieri, proteste, grevă etc.), să își reprezinte membrii în probleme socio-
profesionale și economice, să e informate despre schimbări care afectează salariații, să apere drepturile
membrilor în fața instanțelor, să facă propuneri pentru îmbunătățirea acvității, să organizeze acvități și
acțiuni educave conform statutului, precum și să organizeze acvitățile de p congres, adunările generale
în mpul programului de lucru, cu informarea prealabilă a angajatorului.
Pe lângă salariul de bază, angajații mai primesc indemnizații, sporuri și alte adaosuri. La acestea se adaugă
indexările și/sau compensările legale, precum și majorările ca urmare a negocierilor.
Regulamentul Intern – Cod de Conduită în Hidroelectrica SA stabilește ansamblul dispozițiilor privind
securitatea și sănătatea în muncă, nediscriminarea, drepturile și obligațiile părților, disciplina muncii și
aspecte ce țin de abaterile disciplinare, procedurile de soluționare amiabilă a conictelor individuale de
muncă, cererilor și reclamațiilor individuale ale salariaților, precum și criteriile și metodologia de evaluare a
acvității profesionale a acestora.
Nu au fost idencate impacturi negave semnicave larg răspândite sau sistemice în contextele în care
Grupul Hidroelectrica își desfășoară acvitatea. Singurul impact negav potențial idencat este legat de
siguranța la locul de muncă, însă acesta este atenuat prin implementarea măsurilor prevenve și
procedurilor interne de protecție, precum și prin instruirea sistemacă a lucrătorilor, ceea ce reduce
expunerea la riscuri și contribuie la asigurarea unui mediu de lucru sigur.
Constuția și legislația României prevăd în mod expres interzicerea muncii forțate precum și exploatarea
prin muncă a copiilor. Ținând cont de faptul că Grupul Hidroelectrica respectă legislația în vigoare, nu există
operațiuni cu risc semnicav de incidente de muncă forțată sau obligatorie, e operațiuni cu risc
semnicav de incidente de muncă a copiilor. Polica Hidroelectrica (paragraf Munca) prevede de
asemenea că orice formă de muncă forțată sau de exploatare a copiilor sunt strict interzise.
223
Polici legate de forța de muncă proprie
ESRS S1-1
Au fost adoptate polici pentru a gesona impacturile materiale legate de propria forță de muncă, acestea
ind în conformitate cu cerințele minime de raportare stabilite în MDRP din cadrul ESRS 2. Directoratul este
responsabil pentru implementarea procedurilor legate de forța de muncă proprie.
Prin Polica Hidroelectrica SA privind obiecvele principale în ceea ce privește relația cu părțile interesate,
aspecte sociale (drepturile omului, condiții de lucru), de mediu și de guvernanță, Societatea își descrie
angajamentele în materie de polici privind drepturile omului (secțiunea Drepturile omului) care sunt
relevante pentru forța de muncă proprie, procesele și mecanismele de monitorizare precum și de corectare
și atenuare a impacturilor negave în vederea conformării cu Principiile directoare ale ONU privind afacerile
și drepturile omului, cu Declarația OIM cu privire la principiile și drepturile fundamentale la locul de muncă.
Polica este aliniată la instrumentele internaționale menționate anterior, iar aplicarea ei este garantată de
Directorat. Societatea asigură idencarea și respectarea reglementărilor legale privind prevenirea și
sancționarea tuturor formelor de discriminare și egalitatea de șanse și de tratament între femei și bărbați
prin intermediul Departamentului Resurse Umane.
Prin Codul Ec, aprobat de Consiliul de Supraveghere Hidroelectrica, sunt adoptate normele de
comportament ec în Hidroelectrica:
Discriminare (cap. 3.1) - Societatea urmărește să creeze un mediu de lucru în care diferențele individuale
sunt acceptate și apreciate. Discriminarea pozivă sau negavă de orice natură bazată pe atribute reale sau
presupuse ale persoanei date inclusiv, dar fără a se limita la culoarea pielii, sex, naționalitate convingere
sexuală sau ideologică, identate sexuală, etnie, handicap, orientare sexuală, viziuni police sau de altă
natură, starea civilă și așa mai departe este interzisă.
Hărțuire (cap. 3.2):
a) Societatea interzice și nu tolerează limbajul neprofesional și comportamentul abuziv,
discriminatoriu, amenințător, bazat pe inmidarea sau hărțuirea zică sau psihică a angajaților.
b) Orice formă verbală, non-verbală sau zică de comportament care vizează sau duce la rănirea
demnității persoanei în cauză sau care creează un mediu umilitor și ofensator, este interzisă.
c) Dacă un angajat simte că el sau ea a căzut vicma hărțuirii sub una dintre formele de mai sus, va
noca comisia de primire și soluționare a cazurilor de hărțuire constuită la nivelul societății, care
va cerceta apoi cazul și va propune Directoratului Societății luarea măsurilor care se impun.
Pentru a idenca și reduce riscurile asociate cu diverse acvități și procese de lucru, pentru a preveni
accidentele și bolile profesionale, este elaborat Planul de Prevenire și Protecție SSM. De asemenea,
principiile drepturilor omului sunt încorporate în Regulamentele interne sau contractele colecve de muncă
și alte documente conexe. Toate aceste documente au primit aprobarea Directoratului sau Consiliilor de
Administrație al companiilor noastre.
Totodată, prin adoptarea Policii Hidroelectrica SA (secțiunea Munca) menționată anterior, Societatea se
angajează să respecte dreptul angajaților la asociere și negociere colecvă, conform Principiului 3 al Global
Compact. Societatea condamnă ferm și interzice orice formă de muncă forțată sau obligatorie, în
conformitate cu Principiul 4 al Global Compact. De asemenea, este interzisă orice formă de exploatare a
copiilor, conform Principiului 5 al Global Compact.
În conformitate cu Principiul 10 al Global Compact și standardul ISO 37001, Societatea interzice și condamnă
ferm orice formă de corupție și se angajează să adopte un comportament ec, bazat pe corectudine,
224
imparțialitate și transparență, asigurând conformitatea deplină cu legislația și normele interne și
internaționale care interzic aceste pracci (secțiunea An-Corupție/An mită)
La nivelul Hidroelectrica SA, aceste polici sunt prevăzute în:
• Contractul Colecv de Muncă al Hidroelectrica SA pentru anii 2024 - 2026;
• Regulamentul Intern – Cod de Conduită în Hidroelectrica SA;
• Codul Ec al Hidroelectrica SA.
Prin aceste angajamente, se vizează menținerea unui mediu de afaceri transparent și responsabil.
Societatea rămâne dedicată luptei împotriva corupției și mitei, promovând o cultură organizațională bazată
pe valori ece solide.
Pentru a asigura respectarea acestor angajamente, Hidroelectrica SA a implementat polici și proceduri
interne menite să monitorizeze și să evalueze performanța în ceea ce privește angajatul, drepturile omului
și standardele de muncă.
Prin Codul Ec, se abordează în mod specic angajamentul de polică al Hidroelectrica SA privind
discriminarea (cap. 3.1 Discriminare), pozivă sau negavă de orice natură bazată pe atribute reale sau
presupuse ale persoanei date - inclusiv, dar fără a se limita la culoarea pielii, sex, naționalitate, convingere
sexuală sau ideologică, identate sexuală, etnie, handicap, orientare sexuală, viziuni police sau de altă
natură, starea civilă și așa mai departe.
Prelucrarea și divulgarea datelor cu caracter personal ale angajaților se realizează în conformitate cu
temeiurile legale aplicabile, cu respectarea principiilor de legalitate, condențialitate și minimizare a
datelor, iar divulgarea către terți are loc numai în măsura în care este juscată și permisă de cadrul legal
aplicabil.
Măsurile respecv documentele din cadrul Hidroelectrica prin care sunt furnizate sau facilitate remedii în
cazul impacturilor negave asupra drepturilor omului:
- Contractul Colecv de Muncă al Hidroelectrica SA, în care sunt prevăzute drepturile salariaților și
măsuri de protecție a acestora;
- Regulamentul Intern – Cod de Conduită în Hidroelectrica SA;
- Ghid privind prevenirea și combaterea hărțuirii pe criteriul de sex, precum și a hărțuirii morale la
locul de muncă (Hidroelectrica SA) elaborat pentru asigurarea egalității de șanse și tratament între
femei și bărbați, garantarea unui mediu de lucru fără violență și hărțuire și promovarea unei culturi
a respectului, demnității și profesionalismului. Obiecvul principal este crearea unui mediu opm
de muncă, bazat pe respect egal și încredere și se aplică tuturor angajaților și persoanelor cu care
aceșa interacționează.
- Obiecvul principal: crearea unui mediu opm de muncă, bazat pe respect egal și încredere. La
nivelul Hidroelectrica este creată Comisia mixtă administrație - sindicat, în care atât angajatorul cât
și Sindicatul Hidroelectrica Hidrosind au un număr egal de membri și care are printre atribuții
inclusiv soluționarea cererilor, sesizărilor sau reclamațiilor primite de la salariați.
- În unitățile Hidroelectrica sunt constuite comisiile de personal, în care atât angajatorul cât și
Sindicatul Hidroelectrica Hidrosind au un număr egal de membri și care au ca atribuții:
o elaborarea de propuneri pentru soluționarea cererilor, sesizărilor, reclamațiilor sau
contestațiilor salariaților aate în competența de soluționare a organelor administrave;
o elaborarea de propuneri pentru încercarea de rezolvare amiabilă a cererilor, sesizărilor,
reclamațiilor sau contestațiilor ce intră în competența de soluționare a instanțelor
judecătoreș.
Hidroserv are implementat Codul ec și de integritate, care reglementează normele de conduită
profesională și socială din cadrul societății, promovând responsabilitatea morală a tuturor angajaților
225
pentru îndeplinirea obiecvelor majore ale societății. Codul interzice orice formă de discriminare directă
sau indirectă, hărțuire sau vicmizare bazată pe criterii precum rasă, cetățenie, etnie, culoare, limbă, religie,
origine socială, sex, orientare sexuală, vârstă, handicap, boală cronică, opțiune polică, situație familială,
apartenență sindicală sau la o categorie defavorizată (cap. 7.1.4). Acest Cod acționează ca angajament de
polică și se aplică tuturor angajaților și conducerii companiei.
UCMH are, de asemenea, implementat un Cod de ecă și conduită profesională care subliniază respectarea
drepturilor angajaților, inclusiv tratamentul egal și nediscriminatoriu (cap.2.9),și promovează un
comportament profesionist și transparent. Codul promovează un climat organizațional bazat pe respect
reciproc, colaborare și sprijin profesional între angajați și conducere și constuie angajamentul de polică
al companiei.
Societatea include prevederi în Contractul Colecv de Muncă (CCM), care reectă măsuri pozive pentru
angajații cu dizabilități, aceșa având dreptul la un concediu de odihnă suplimentar de 3 zile în ecare an
calendarisc, pe lângă zilele de concediu prevăzute de reglementările legale. Societatea acorda acest drept
tuturor salariaților cu dizabilități, pe baza prezentării unei copii a cercatului de încadrare în grad de
handicap.
În baza istoricului acvității Grupului, a acvităților curente desfășurate de departamentele de Resurse
Umane și SSM, a relaționării connue cu sindicatele precum și a istoricului sesizărilor, nu au fost idencate
grupuri vulnerabile de angajați.
De asemenea, prin prevederile procedurii M01.021 Analiza. Soluționare, raportare averzor în interes
public, se garantează dreptul oricărui angajat de a semnala și raporta orice încălcare a legii sau normelor
ece (inclusiv legate de discriminare), iar compania are denit cadrul necesar raportării și responsabilitățile
companiei pentru soluționarea acestora.
Acvitățile de colaborare cu Sindicatul se desfășoară la nivelul ecărei entăți, incluzând negocierea
Contractului Colecv de Muncă (CCM) și a actelor adiționale, precum și implementarea proceselor de
recrutare, selecție și evaluare, alături de cercetarea disciplinară a angajaților. Angajații și sindicatele
colaborează prin sesiuni de informare și consultare. Contractul Colecv de Muncă include prevederi privind
respectarea condențialității datelor cu caracter personal ale angajaților, în conformitate cu cadrul legal
aplicabil și reglementările interne ale Grupului.
Hidroelectrica SA, Hidroserv și UCMH au implementat un sistem de management integrat în ceea ce privește
securitatea și sănătatea în muncă, aliniat cu standardele internaționale. Sistemul de management al
sănătății și securității în muncă este cercat conform standardului SR EN ISO 45001 sau 45001, după caz,
de către SRAC.
Grupul Hidroelectrica alocă resurse nanciare și umane pentru a susține colaborarea cu angajații și
sindicatele, și pentru a facilita un dialog construcv.
Recrutarea personalului în cadrul Grupului Hidroelectrica se realizează printr-un proces care permite
evaluarea aptudinilor, performanțelor profesionale și comportamentale ale candidaților. Se pune accent
pe competența profesională și compabilitatea acestora cu sistemul și mediul de lucru din Societate. Grupul
Hidroelectrica respinge orice formă de favorism în angajare, evaluare, promovare sau distribuirea
sarcinilor de serviciu, conform Codului Ec și a Procedurii interne de recrutare.
Hidroelectrica SA acordă importanță dezvoltării angajaților săi, promovând îmbunătățirea pregării
profesionale prin programe interne susținute de lectori interni sau formatori autorizați externi, conform
procedurii „S05.210 Planicare acvități de formare dezvoltare personal”.
226
Procese pentru colaborarea cu lucrătorii proprii și cu reprezentanții lucrătorilor cu privire la
impacturi
ESRS S1-2
Pentru a asigura un angajament autenc, Hidroelectrica SA adoptă mai multe măsuri, precum:
• Crearea unor canale de comunicare – În cazul în care un membru al Conducerii, un angajat al
Societății sau un partener, dorește să comunice o încălcare a legii sau a normelor de comportament
ec, în calitate de averzor în interes public, inclusiv în mod anonim, trebuie să transmită o
raportare în scris la adresa comportament.ec@hidroelectrica.ro gesonată de Managerul
Departamentului Audit Public Intern, aat în subordonarea Consiliului de Supraveghere al
Hidroelectrica SA.
• Oferirea de informații transparente și accesibile despre acvitățile, performanțele și impactul
Societății, prin rapoarte de sustenabilitate, comunicate de presă și prin SharePoint, paginile de
social media, evenimente corporave;
• Răspuns la întrebările, preocupările și reclamațiile angajaților.
Negocierea Contractelor Colecve de Muncă (CCM) cu sindicatele Hidroelectrica SA, Hidroserv si UCMH
este realizată de o comisie desemnată la nivelul ecărei entăți. Procesul de negociere a CCM-ului începe
cu cel puțin 60 de zile calendarisce înainte de expirarea contractului în vigoare. Negocierea actelor
adiționale la CCM are loc ori de câte ori apar modicări legislave care o impun sau atunci când una dintre
părți solicită o modicare sau completare.
Colaborarea cu angajații prin intermediul reprezentanților acestora, respecv Sindicatele, se desfășoară în
mod connuu, iar durata acestei colaborări variază în funcție de obiectul specic al colaborării.
Interacțiunea cu reprezentanții salariaților, respecv sindicatele din cadrul Hidroelectrica se concrezează
sub următoarele forme:
- întâlniri/ședințe de negociere a Contractului Colecv de Munca și a actelor adiționale la acesta, în
urma acestor întâlniri rezultând aceste documente aplicabile tuturor salariaților societății;
- întâlniri în cadrul Comisia mixte administrație - sindicat, în urma cărora rezultă reglementări cu
privire la acordarea unor drepturi salariaților, acordarea de ajutoare materiale pentru salariații cu
boli grave;
- întâlniri în cadrul comisiilor de Note Comune în urma cărora se stabilesc: ora începerii și ora
terminării programului de lucru, modul de asigurare a transportului la și de la locul de muncă;
- întâlniri pentru elaborarea în comun a unor documente aplicabile tuturor salariaților
societății precum: Regulamentul intern, procedura de recrutare, procedura de evaluare a
salariaților, regulament de premiere, protocol de avansare, protocol de stabilire a unor zile libere;
- transmitere răspunsuri la solicitările sindicatelor (prin adrese scrise).
Hidroelectrica SA măsoară anual gradul de sasfacție și de implicare al angajaților, evaluarea desfășurându-
se la începutul anului pentru anul anterior.
Ecacitatea colaborării cu angajații este evaluată anual prin intermediul unui instrument cu rol în măsurarea
sasfacției salariaților cu privire la locul de muncă, angajamentul și moralul general. Rezultatele acestor
evaluări sunt luate în calcul pentru îmbunătățirea mediului de lucru și a climatului general la locul de muncă.
În cadrul Societății, drepturile salariale ale angajaților, indiferent de sex, sunt stabilite conform sistemului
de salarizare implementat în colaborare cu Sindicatele. De asemenea, se respectă drepturile persoanelor
cu dizabilități, care includ concediul de odihnă suplimentar, programul de lucru exibil, și sprijinul nanciar
pentru proteze și tratamente cossitoare.
227
Hidroelectrica SA a derulat în primul trimestru al anului 2025 o sesiune de instruire pentru a îmbunătăți
gradul de conșenzare al salariaților cu privire la diversitate, incluziune și nediscriminare.
În ceea ce privește acvitatea UCMH și Hidroserv, acestea respectă normele legislave privind Securitatea
și Sănătatea în Muncă (SSM) în implementarea sistemului de management al SSM.
În cadrul ecărei entăți, conform regulamentelor CSSM (Comitetul de Securitate și Sănătate în Muncă),
există un comitet disnct care organizează cel puțin trimestrial ședințe ale comitetelor în care se analizează
aspectele sociale ce afectează angajații. Prin ședințele CSSM, reprezentanții lucrătorilor exprimă punctele
de vedere ale angajaților, conform ordinii de zi sau suplimentar la solicitarea secretarului CSSM se expun
diverse alte eventuale probleme. Acest comitet este un organ paritar constuit din reprezentanți ai
salariaților cu răspunderi în domeniul SSM, pe de o parte, și angajator, pe de altă parte; pot lua parte și
invitați, dacă este cazul. Pe ordinea de zi pot  sesizate probleme direct de către salariați referitor la orice
aspecte ce țin de securitatea și sănătatea în muncă a angajaților, dar și prin reprezentații salariaților.
Procese de remediere a impacturilor negave și canalele prin care lucrătorii proprii își pot
exprima preocupările
ESRS S1-3
Angajații Hidroelectrica SA au posibilitatea de a adresa societății sesizări și pot trimite peții sau reclamații,
la care se va răspunde în termenul stabilit de lege. Procedura aplicabilă este S05, intulată „Soluționarea
unei sesizări”.
Societatea a implementat un sistem de evaluare și remediere a impacturilor negave asupra angajaților.
Acest sistem include:
• Invesgarea promptă și imparțială a plângerilor
• Implementarea măsurilor corecve adecvate (de exemplu modicarea unui proces, remedierea
unei încălcări procedurale sau actualizarea procedurilor existente, îmbunătățirea proceselor de
raportare)
• Monitorizarea ecacității măsurilor prin feedback de la angajați și indicatori de performanță.
Sesizarea, în funcție de specicul acesteia, se reparzează către un departament responsabil în funcție de
specicul sesizării, iar conform procedurilor de soluționare a sesizărilor, acestea se invesghează în funcție
de specicul sesizării și sunt monitorizate de către responsabilul desemnat. Măsurile corecve sunt propuse
spre adoptare conducerii, iar indicatorul de performanță este de a răspunde tuturor sesizărilor.
De asemenea, Societatea a implementat procedura M01.021, intulată "Analiza/Soluționare raportare
averzor în interes public". În cazul în care angajații constată încălcări ale codului ec, aceșa pot trimite
sesizări în scris la adresa de e-mail comportament.ec@hidroelectrica.ro. Averzările în interes public sunt
gesonate de Managerul Departamentului Audit Public Intern.
Societatea a implementat un Cod Ec, iar angajații pot raporta orice încălcare a acestuia la adresa de e-mail
comportament.ec@hidroelectrica.ro. Procesul de analiză a raportărilor efectuate privind posibilele
încălcări ale Codului Ec este prezentat in Secțiunea G1 Conduita Profesională.
De asemenea, a fost adoptat un Ghid pentru prevenirea și combaterea hărțuirii pe criterii de sex și a hărțuirii
morale la locul de muncă. A fost înințată o comisie responsabilă cu primirea și soluționarea cazurilor de
hărțuire sexuală și morală. Angajații pot contacta telefonic comisia la un număr dedicat sau prin e-mail pus
la dispoziție în acest sens.
228
Societatea a instuit o polică de protecție împotriva represaliilor pentru angajații care ulizează
mecanismele de sesizare, garantând condențialitatea și interzicând orice formă de discriminare sau
hărțuire ca urmare a exprimării preocupărilor.
Pentru a încuraja ulizarea acestor canale, Hidroelectrica SA:
• Informează toți angajații despre existența și modul de ulizare a mecanismelor la angajare
• Așează informații despre canale în locații vizibile la locul de muncă
• Instruiește periodic personalul cu privire la posibilitățile de adresare.
Sesizările pe aceste canale sunt monitorizate și analizate conform reglementarilor interne. Hidroelectrica
SA evaluează cunoașterea și încrederea angajaților în aceste mecanisme prin analiza ratei de ulizare a
canalelor de raportare.
Evaluare ecacității canalelor de raportare se realizează prin: analiza periodică a recurenței incidentelor și
a mpilor de soluționare; vericarea modului în care au fost implementate măsurile corecve; feedback
direct de la angajații implicați; implicarea părților interesate relevante, precum membrii comisiei de
cercetare a cazurilor, reprezentanți sindicali sau alți ulizatori ai mecanismelor.
Prin aceste procese, Hidroelectrica se asigură că mecanismele de raportare rămân accesibile, eciente și
orientate către protejarea angajaților, iar măsurile aplicate contribuie la prevenirea repetării incidentelor.”
Managementul Hidroserv încurajează angajații și alte părți interesate, să semnaleze orice incidente de ecă
și integritate. În cazul în care un angajat al Societății sau un partener, dorește să comunice o încălcare a
prevederilor Codului de Ecă și Integritate, trebuie să transmită o raportare în scris la adresa de email,
gesonată de consilierul de ecă.
Nerespectarea aspectelor care țin de Codul de Ecă și Conduită Profesională la UCMH este considerată
abatere disciplinară și se sancționează conform prevederilor legale și reglementărilor interne în vigoare. În
cazul în care există sesizări cu privire la încălcarea prevederilor Codului de Ecă și Conduită Profesională de
către personalul lialei, se fac cercetări administrave conform legislației în vigoare de către o Comisie de
Disciplină.
UCMH dispune de o Polica an-hărțuire și an-discriminare și un canal dedicat prin care angajații să își
exprime direct preocupările sau nevoile, cât și o procedură prin care se pot depune plângeri și sesizări, în
urma cărora se soluționează prin mecanismul stabilit în polică. UCMH nu are nalizată procedura de lucru
privind Averzorul în interes public iar până la nalizarea acesteia nu este acoperită de procedura
Hidroelectrica.
Procesul de analiză a raportărilor efectuate privind posibilele încălcări ale Codului de Ecă și Integritate este
prezentat în Secțiunea G1 Conduita Profesională.
Adoptarea de măsuri privind impacturile semnicave asupra forței de muncă proprii și abordări
pentru atenuarea riscurilor semnicave și pentru urmărirea oportunităților semnicave
legate de forța de muncă proprie, precum și ecacitatea acestor acțiuni
ESRS S1-4
Praccile curente de resurse umane ale Grupului susțin generarea de impacturi pozive asupra angajaților
prin faptul ca majoritatea sunt angajați cu normă întreagă, ceea ce oferă o stabilitate nanciară lor și
familiilor lor, prin susținerea libertății de asociere, desfășurarea negocierilor colecve, organizarea
consultărilor periodice cu reprezentanții angajaților, promovarea echilibrului între viața profesională și cea
personală și implementarea unor programe riguroase de sănătate și securitate în muncă.
229
De asemenea, Grupul abordează atragerea de noi talente prin implementarea unor acțiuni strategice, cum
ar  oferirea programelor de burse private, organizarea programelor de internship și desfășurarea
programelor de praccă pentru studenți. Aceste inițiave sunt menite să atragă talente nere și să le ofere
oportunități de dezvoltare profesională în cadrul societății, parcipanții având posibilitatea de a  selectați
ca viitori angajați conform unor reguli specice. În plus, Societatea se angajează să susțină dezvoltarea
profesională a angajaților săi prin diverse metode de movare, atât intrinsecă, cât și extrinsecă, asigurând
asel un mediu de lucru smulav și inovav.
Societatea a introdus un sistem de salarizare în colaborare cu partenerul de dialog social, ceea ce a dus la o
uctuație redusă a personalului. Procesele de recrutare și selecție includ: S05.120, care se referă la
recrutarea unui angajat; S05.240, pentru selecția acordării unei burse de studii și S05.250, care urmărește
derularea contractelor de acordare a burselor private de studii. De asemenea, există instrucțiuni specice
pentru angajarea de interni sau elevi din învățământul dual.
Ecacitatea acestor acțiuni este evaluată prin analiza țintelor stabilite parte din Strategia de Sustenabilitate
din anul 2023 (prezentate în secțiunea următoare) și audituri interne ale proceselor de resurse umane, dar
și prin implementarea unor mecanisme pentru prevenirea riscurilor SSM (evaluări de risc, auditări,
implicarea lucrătorilor), canale ece/averzori cu termene certe de răspuns și informare, precum și
indicatori operaționali HR și SSM care sunt monitorizați periodic și consolidați anual. Ecacitatea acțiunilor
implementate asupra forței de muncă proprii este evaluată prin monitorizarea periodică din domeniul
resurselor umane și al securității și sănătății în muncă, inclusiv indicatori privind uctuația personalului,
recrutarea și retenția personalului, parciparea la programe de formare profesională, precum și indicatori
specici SSM (ex. frecvența accidentelor de muncă, rezultatele evaluărilor de risc și ale auditurilor interne).
Evaluarea acestor indicatori este realizată periodic la nivelul structurilor de resurse umane și SSM și este
consolidată anual la nivelul conducerii execuve.
Până la adoptarea noii strategii de sustenabilitate aliniate la standardele ESRS, evaluarea performanței în
aceste domenii se realizează prin mecanismele operaționale existente, inclusiv raportări interne periodice,
audituri interne și analiza indicatorilor specici domeniilor resurse umane și securitate și sănătate în muncă.
Aceste procese sunt aplicabile la nivelul entăților din Grup (Hidroelectrica SA, Hidroserv SA și UCMH SRL),
în funcție de specicul acvității ecărei entăți.
În cazul Hidroserv, în cadrul sistemului de management integrat pentru calitate, mediu și sănătate și
securitate în muncă, cercat conform standardelor SR EN ISO 9001, SR EN ISO 14001 și SR EN ISO 45001,
Hidroserv a stabilit o metodologie pentru idencarea și gesonarea riscurilor și oportunităților. Aceste
aspecte sunt detaliate în procedura operațională „Managementul riscului”, cod PO-M3-07, ediția/revizia în
vigoare. În cadrul procesului de management al riscului sunt analizate și riscurile legate de forța de muncă
proprie. De asemenea, standardul ISO 45001 conține prevederi referitoare la relația cu contractorii, precum
evaluarea riscurilor și a pericolelor legate de aceșa, selecția și evaluarea lor, instruirea, raportarea
incidentelor.
Acțiunile implementate în cadrul sistemelor de management al securității și sănătății în muncă (SSM) și al
managementului riscurilor sunt corelate direct cu impactul negav material idencat prin analiza de dublă
materialitate, respecv riscul ca angajații să nu benecieze de condiții de muncă sigure. În acest sens,
Grupul Hidroelectrica aplică măsuri prevenve și de atenuare precum evaluarea periodică a riscurilor
profesionale, implementarea planurilor de prevenire și protecție, instruirea periodică a angajaților în
domeniul SSM, audituri interne și vericări în teren, precum și monitorizarea indicatorilor privind
incidentele și accidentele de muncă. Aceste mecanisme sunt aplicate la nivelul entăților din Grup, în
funcție de specicul acvităților desfășurate.
230
În relația cu contractorii și alți parteneri de afaceri, Grupul impune cerințe specice de securitate și sănătate
în muncă, inclusiv evaluarea prealabilă a riscurilor asociate acvităților desfășurate de aceșa, instruirea
obligatorie privind regulile SSM aplicabile în amplasamentele companiei, includerea unor clauze
contractuale privind respectarea cerințelor SSM și efectuarea de vericări și controale în teren pentru a
asigura respectarea acestor cerințe.
Funcțiile interne implicate în gesonarea impacturilor asupra forței de muncă includ departamentele de
resurse umane și securitate și sănătate în muncă, precum și structurile responsabile cu auditul intern și
conformitatea.
Hidroserv elaborează și implementează planuri de prevenire și protecție (PPP) pentru ecare secție, iar
pentru aplicarea acestora se stabilesc anual planuri de cheltuieli dedicate. PPP include măsuri tehnice,
sanitare, organizatorice și de altă natură, adaptate condițiilor specice de muncă din ecare unitate.
La nivelul ecărei secții sunt elaborate și executate:
• planuri anuale de controale în domeniul SSM pentru vericarea respectării cerințelor legale in
domeniu;
• Programe anuale de audit al sistemului de management integrat în domeniul SSM pentru
vericarea respectării condițiilor de standard cercat ISO 45001;
• Programe anuale de audit public intern.
Atât în cadrul Hidroelectrica SA, Hidroserv, cât și la UCMH, în anul 2025 au fost implementate diverse măsuri
cu scopul principal de a avea impacturi pozive asupra forței de muncă proprii:
• Măsuri de sănătate și securitate în muncă: Implementarea standardelor precum SR EN ISO 45001
pentru a asigura un mediu de lucru sigur și sănătos.
• Programe de movare și retenție a personalului: Oferirea de benecii, bonusuri și oportunități de
avansare în carieră pentru a menține angajații valoroși în cadrul societății.
• Programe de formare și dezvoltare profesională: Organizarea de cursuri și training uri pentru a
îmbunătăți competențele tehnice și manageriale ale angajaților.
Acțiunile întreprinse de companiile Grupului derivă din acvitățile sale operaționale curente și din strategia
de afaceri existentă, fără a  dezvoltate sau corelate în mod explicit cu procesul de idencare și evaluare a
impacturilor, riscurilor și oportunităților din analiza de materialitate, această corelare urmând sa e realizată
odată cu adoptarea noii Strategii de sustenabilitate.
Grupul alocă resurse pentru gesonarea impacturilor semnicave, incluzând un buget dedicat pentru
programe de dezvoltare profesională, invesții pentru îmbunătățirea condițiilor de muncă (SSM), personal
specializat în managementul resurselor umane, însă acestea nu sunt cuancate și raportate în corelare cu
impacturile semnicave idencate în analiza de materialitate. În cazul în care sunt idencate impacturi
reale asupra forței de muncă proprii, Grupul Hidroelectrica aplică mecanisme interne de invesgare și
remediere, în conformitate cu procedurile de resurse umane și securitate și sănătate în muncă. Acestea
includ invesgarea incidentelor sau accidentelor de muncă, analiza cauzelor, stabilirea și implementarea
măsurilor corecve și prevenve, precum și monitorizarea implementării acestora. Procesele sunt
documentate în cadrul procedurilor interne SSM, al sistemelor de management cercate conform
standardului SR EN ISO 45001 și al proceselor de raportare și analiză a incidentelor. Angajații au la dispoziție
mecanisme de sesizare și raportare a situațiilor care pot genera impacturi negave asupra condițiilor de
muncă, inclusiv prin canalele interne de comunicare, prin reprezentanții lucrătorilor sau prin mecanismele
de dialog social. Sesizările sunt analizate de structurile competente (resurse umane, securitate și sănătate
în muncă), iar atunci când este cazul sunt stabilite măsuri de remediere sau îmbunătățire a condițiilor de
muncă.
231
Rezultatele acțiunilor implementate sunt monitorizate prin indicatori operaționali specici domeniilor
resurse umane și securitate și sănătate în muncă, precum evoluția indicatorilor privind accidentele de
muncă, gradul de parcipare la programele de instruire și dezvoltare profesională sau nivelul uctuației de
personal. Aceș indicatori sunt analizați la nivelul structurilor responsabile și raportați conducerii.
Ținte legate de gesonarea impacturilor semnicave, de promovarea impacturilor pozive,
precum și de gesonarea riscurilor și a oportunităților semnicave
ESRS S1-5
Hidroelectrica SA a idencat o serie de indicatori și ținte, parte din Strategia de Sustenabilitate aprobată
în anul 2023, prin care să monitorizeze impacturile materiale asupra forței de muncă. Indicatorii si țintele
stabilite au ca scop angerea obiecvelor asumate. Strategia a fost realizată plecând de la evaluarea
aspectelor ESG materiale idencate în anul 2023, cu relevanță ridicată atât pentru companie cât și pentru
părțile interesate din perspecva impactului social și de mediu, precum și din punct de vedere al impactului
nanciar. Plecând de la aceste aspecte materiale, compania a denit un set de Piloni de sustenabilitate,
reprezentând domeniile pentru care au fost stabilite obiecve, indicatori și ținte. Stabilirea obiecvelor,
indicatorilor și țintelor din Strategia de Sustenabilitate din 2023 a avut în vedere și perspecvele forței de
muncă proprii, prin consultări interne și prin dialogul cu reprezentanții angajaților. Monitorizarea
performanței față de aceste ținte și idencarea eventualelor îmbunătățiri sunt realizate prin procese
interne de analiză și raportare, care includ contribuția structurilor de resurse umane, securitate și sănătate
în muncă și, după caz, consultarea reprezentanților lucrătorilor.
La momentul redactării raportului țintele și indicatorii sunt în curs de actualizare, ca urmare a nevoii de
aliniere cu standardul ESRS a IRO materiale însă aprobarea noii strategii a fost amânată și va  aprobată
după adoptarea standardelor ESRS revizuite.
Indicatorii și țintele raportate pentru anul 2025 sunt prezentate în tabelul de mai jos și reectă măsurile de
gesonarea a impacturilor potențial negave (legate de sănătatea și siguranța în muncă) și de promovare a
celor pozive (diversitate, atragerea de noi talente, promovare și retenție).
Pilon ESG
Temă
Obiectiv
Inițiativă/acțiune
Indicator de
performanță
Țintă
Rezultate
2024
Rezultate
2025
Termen de
implementa
re
Sănătate și
siguranță
ocupațională
Incidente de
muncă
Zero
incidente
grave de
muncă sau
fatalități
Actualizarea anuală a
Planului de prevenire
și protecție privind
sănătatea și
siguranța
ocupațională (SSO)
LTIR (Rata de
accidentare cu
timp pierdut, în
cazul propriilor
angajați)
LTIR < 1%
0,28
0,28
Anual
Nr. incidente de
muncă grave sau
decese
0 incidente grave
de muncă sau
fatalități
0
0
Identificarea
abilităților/cunoștinț
elor SSO la toate
nivelurile
organizaționale
Furnizarea de
inițiative de formare
ad-hoc pentru a
îmbunătăți atât
performantele, cât si
gradul de
Nr. ore de
instruire SSO/
an/ angajat
minim 8 ore de
instruire
SSO/angajat/an pen
tru personalul
operațional
16 ore/
angajat/ an
pentru
personalul
operațional
16 ore/
angajat/ an
pentru
personalul
operațional
Anual
232
conștientizare
general privind
sănătatea si
siguranța la locul de
munca
Cultura
organizațion
ală
Atractivitate
a pentru
angajare
(1)
Creșterea
gradului
de
satisfacție
al
angajaților
(2)
Creșterea
gradului
de
retenție
(3)
Atragerea
de noi
talente și
de tineri
profesioni
ști
Identificarea nevoilor
de instruire și
furnizarea unui
program anual de
instruire
Nr. ore de
instruire/angajat
/an
- minim 22
h/angajat/an
pentru personalul
TESA fără acces în
instalații
- minim 102
h/angajat/an
pentru personalul
operațional
- 20
h/angajat/an
pentru
personalul
TESA fără
acces în
instalații
- 117
h/angajat/an
pentru
personalul
operațional
- 21
h/angajat/an
pentru
personalul
TESA fără
acces în
instalații
- 120x
h/angajat/an
pentru
personalul
operațional
Anual
creștere cu 10% a
numărului minim
de ore pe angajat
pe an, pentru
fiecare din cele
două categorii
20-117
h/angajat/an
(în funcție de
categoria de
personal)
21-120
h/angajat/an
(în funcție de
categoria de
personal)
2027
Efectuarea de
sondaje anuale de
satisfacție a
angajaților
% fluctuație
voluntară
personal (FP)
FP < 2%
0,93
0
Anual
Dezvoltarea de noi
proiecte de pregătire
a tinerilor studenți in
diverse specialități
pentru industria
hidroenergetică
Nr. burse private
de studii: nr.
bursieri angajați /
nr. bursieri
absolvenți =1
Nr. burse privind
susținerea
financiară a
elevilor din
programul de
învățământ dual,
acordate /nr.
elevilor înscriși în
învățământ dual
care îndeplinesc
condițiile de
acordare =1.
Cheltuielile
ocazionate de
programele de
Internship
derulate/sumele
alocate în BVC
pentru
programele de
Internship ≤ 1
50 burse
210 locuri în
învățământul dual
60 programe de
internship
75 locuri pentru
practică pentru
elevi și studenți
10 burse
acordate
pentru 10 noi
studenți; Pe
parcursul
anului au fost
acordat un
total de 16
burse (6 fiind
acordate
recurent din
anii trecuți)
15 absolvenți
din cadrul
programului
de
învățământ
dual au fost
angajați in
anul 2024
55 programe
internship
ocupate
Au fost
susținuți 18
studenți
pentru anul
școlar 2024-
2025, dintre
care au rămas
11 studenți
pentru anul
școlar 2025-
2026.
In luna
octombrie
2025 a fost
demarat un
nou proces de
selecție pentru
acordarea a 34
locuri de
bursa,( 25
studenți si 9
elevi).
In urma
selecției au
fost selectați
Până la
ocuparea
locurilor
alocate
acestor
programe,
în funcție de
aprobările
anuale
233
Nr. de studenți
care își
desfășoară
programul de
practică în
Hidroelectrica/Nr
. programe de
practică
prevăzute în
Convențiile cadru
încheiate cu
unitățile de
învățământ
universitar ≤ 1
29 studenți au
efectuat
practică
13 studenți si
4 elevi care
vor încheia
contractele de
bursa pana in
luna februarie
2026.
4 absolvenți
din cadrul
programului
de învățământ
dual au fost
angajați in
anul 2025
Au fost
incheiate 15
contracte
pentru
invatamant
dual
universitar (10
studenti si 5
masteranzi)
38 programe
internship
demarate
58x studenți
au efectuat
practică
Diversitate,
incluziune și
nediscrimina
re
0
incidente
de
discrimina
re
Dezvoltarea și
furnizarea unei
sesiuni de instruire
pentru a îmbunătăți
gradul de
conștientizare a
managementului cu
privire la diversitate,
incluziune și
nediscriminare
% din
management
instruit
100%
100%
100%
Anual
Nr. incidente de
discriminare
0
0
0
Anual
În ceea ce privește implementarea standardul ISO 45001 Sistemul de Management al sănătății și securității
în muncă, Hidroelectrica SA a îndeplinit ținta de 100% pentru cercarea amplasamentelor sale în anul
2025.
Nu au fost stabiliți indicatori de performanță și ținte pentru Hidroserv și UCMH.
Caracteriscile angajaților întreprinderii
ESRS S1-6
Pentru prezentarea datelor s-a folosit numărul de angajați la 31 decembrie 2025. Grupul a considerat drept
angajați persoanele cu care are încheiate contracte individuale de muncă, în conformitate cu prevederile
Legii 53/2003 Codul Muncii - republicare. Membrii Consiliului de Supraveghere și ai Directoratului nu sunt
incluși în tabelul de mai jos, Societatea având încheiate cu aceșa contracte de mandat.
234
În situațiile nanciare consolidate numărul de angajați la 31 decembrie 2025 se regăsește în Nota 16
Beneciile Angajaților.
Defalcarea angajaților
Gen
Numărul de angajați la 31
decembrie 2024
Numărul de angajați la 31
decembrie 2025
Feminin
796
824
Masculin
4.440
4.478
Altele
0
0
Nu este raportat
0
0
Total
5.236
5.302
Grupul are angajați doar în România.
Defalcarea angajaților (puri de contract)
Numărul de angajați
Gen
Permanent
Temporar
Ore negarantate
2024
2025
2024
2025
2024
2025
Feminin
783
801
13
22
0
0
Masculin
4.324
4.322
116
157
0
0
Altele
0
0
0
0
0
0
Nu este raportat
0
0
0
0
0
0
Total
5.107
5.123
129
179
0
0
Defalcarea angajaților (în funcție de norma de lucru)
Gen
Full-me
Part-me
2024
2025
2024
2025
Feminin
794
821
2
2
Masculin
4.431
4.471
9
8
Altele
0
0
0
0
Nu este raportat
0
0
0
0
Total
5.225
5.292
11
10
Fluctuația totală și uctuația voluntară
2024
2025
Fluctuația totală de personal
6,41%
7,32%
Fluctuația voluntară de personal
1,34%
1,36%
235
Fluctuația totală a personalului se calculează ca raportul dintre numărul de salariați care au încetat
contractul individual de muncă, indiferent de cauză (e voluntar, e din cauza concedierii, pensionării sau
decesului în mpul serviciului), și numărul mediu de salariați din acel an. Asel, cu 381 de salariați plecați
dintr-un total mediu de 5.204, uctuația totală este de 7,32%. În ceea ce privește uctuația voluntară de
personal, aceasta reprezintă procentul celor care au încetat contractul din proprie inițiavă, ind de 1,36%
în 2025, adică 71 de salariați din același număr mediu de 5.204.
Procentul de persoane angajate de sex feminin
2024
2025
Procentul total de persoane de sex feminin angajate
în cadrul Grupului Hidroelectrica
15,20%
15,54%
Procent de persoane de sex feminin în Consiliul de
Supraveghere si Directorat
16,7%
20%
Procentul total de persoane angajate de gen feminin în cadrul Grupului Hidroelectrica este inuențat în
principal de specicul locurilor de muncă din cadrul Grupului. Aceste locuri de muncă, prin natura cerințelor
de disponibilitate și efort, sunt în mare parte ocupate de persoane de sex masculin.
Indicatori privind diversitatea
ESRS S1-9
Grupul Hidroelectrica recunoaște importanța diversității și incluziunii pentru crearea unei culturi pozive la
locul de muncă și este dedicat promovării acestor valori. În acest sens, au fost implementate inițiave
precum cursuri despre prejudecăți și grupuri de resurse pentru angajați. Grupul nu restricționează accesul
la posturi în procesul de recrutare, selecție și promovare, deși majoritatea angajaților sunt bărbați din cauza
specicului locurilor de muncă. Grupul Hidroelectrica se angajează să creeze un mediu de lucru în care
diferențele individuale sunt respectate și valorizate, interzicând discriminarea și comportamentul abuziv
sau discriminatoriu.
Detalii cu privire la indicatorii de diversitate de la nivelul Grupului sunt evidențiate în tabelele de mai jos.
Distribuția pe genuri la nivelul conducerii superioare* (Consiliul de Supraveghere și Directorat)
Angajați
Valoare numerică
%
2024
2025
2024
2025
Vârstă
< 30
0
0
-
-
30 – 50
10
7
83,3%
70%
> 50
2
3
16,7%
30%
* La nivel de Grup, conducerea de nivel superioară este reprezentată de Consiliul de Supraveghere și Directoratul Hidroelectrica.
Distribuția angajaților pe grupe de vârstă la nivel de Grup
Distribuția pe grupe de vârstă la nivelul personalului
Angajați
Valoare numerică
%
2024
2025
2024
2025
236
Vârstă
< 30
265
320
5,06%
6,04%
30-50
2.109
2.296
40,28%
43,30%
> 50
2.862
2.686
54,66%
50,66%
Total
5.236
5.302
100%
100%
Condiții de lucru corecte și sigure
Acoperirea negocierilor colecve și dialogul social
ESRS S1-8
Condițiile de muncă ale angajaților sunt stabilite prin contractele colecve de muncă, conform termenilor
agreați la nivelul ecărei entăți din grup. Angajații obținuți prin leasing de personal beneciază de aceleași
drepturi ca și angajații permanenți ai societății.
2024
2025
Procentul din totalul angajaților Grupului care fac
obiectul unor contracte colecve de muncă*
100%
100%
*Contractul colecv de muncă nu este aplicabil membrilor Consiliului de Supraveghere și Directoratului,
care au contracte de mandat pe durata mandatului acestora. Daca sunt aleși dintre salariați, acestora li se
suspenda contractul individual de muncă pe durata mandatului.
Acvitatea Grupului se desfășoară integral în România, iar 100% din angajați sunt acoperiți de contracte
colecve de muncă și de reprezentanți ai salariaților.
Salarii adecvate
ESRS S1-10
Grupul asigură o remunerare echitabilă pentru toți angajații săi. Toți angajații Grupului Hidroelectrica sunt
remunerați conform sistemului de salarizare stabilit prin Contractul Colecv de Muncă de la nivelul ecărei
entăți, cu respectarea legislației în vigoare referitoare la salariul minim, contribuții sociale și impozit.
Acesta reprezintă nivelul de referință ulizat pentru denirea salariului adecvat, in contextul raportării
conform ESRS, deoarece nu există o alternavă ocială pentru stabilirea lui.
Nu există angajați sau persoane care să câșge sub nivelul de referință al salariului adecvat aplicabil la nivel
național, respecv salariul de bază minim brut pe țară garantat în plată.
La nivelul Hidroelectrica SA, se asigură egalitatea de gen și remunerații egale prin sistem de salarizare aplicat
din anul 2018, bazat pe metodologia Mercer, care evaluează posturile pe cinci dimensiuni (impact,
comunicare, inovație, cunoșnțe și riscuri) și promovează competența. Această metodologie se bazează pe
compararea posturilor cu date salariale de piață obiecve, folosind baze de date și etaloane externe pentru
a poziționa corect rolurile în raport cu piața și pentru a asigura o structură de remunerare compevă și
echitabilă, se asigură că implementează o structură salarială compevă și aliniată pieței.
Prin sistemul de salarizare aplicat, Hidroelectrica SA își stabilește, pe termen mediu și lung următoarele
obiecve:
• să recompenseze performanțele angajaților;
237
• să reecte responsabilitățile ce revin ecărui post ;
• să asigure ulizarea ecientă a resurselor nanciare;
• să ofere salarii care să atragă, să moveze și să rețină angajații.
Sistemul de salarizare, se aplică tuturor salariaților Hidroelectrica SA cu contract individual de muncă și ia
în considerare următorii factori:
a) eciența – sistemul de recompensare trebuie să asigure o administrare și un control judicios al costurilor
cu personalul;
b) echitatea care se denește în funcție de 3 dimensiuni:
• echitatea internă – prin luarea în considerare a cerințelor postului ca urmare a procesului de
evaluare a posturilor;
• echitatea externă – prin plata unui post în raport cu posturi similare din cadrul altor companii;
• echitatea individuală – prin luarea în considerare a competențelor persoanei ce ocupă un anumit
post în raport cu persoane care ocupă posturi similare în Hidroelectrica SA.
Hidroserv și UCMH, la rândul lor, aplică sisteme de salarizare care respectă legislația și promovează
echitatea.
Persoane cu dizabilități
S1-12
Grupul Hidroelectrica se angajează să susțină incluziunea persoanelor cu dizabilități. Totuși, e important de
menționat faptul că anumite locuri de muncă din cadrul organizației au cerințe specifice de sănătate,
conform reglementărilor legale aplicabile. Starea de sănătate a personalului este certificată la angajare și
periodic, de către serviciul specializat de medicina muncii asigurat de Societate, astfel încât starea de
sănătate a personalului să fie corespunzătoare factorilor de risc profesional identificați, pentru fiecare post
din organigramă.
La data de 31.12.2025, Grupul are 75 de angajați cu dizabilități, dintre care 64 bărbați și 11 femei. Nu există
persoane cu dizabilități din rândul angajaților care fac obiectul unor restricții legale privind colectarea
datelor.
Feminin
Masculin
Total
2024
2025
2024
2025
2024
2025
Număr angajați cu dizabilități
11
11
65
64
76
75
2024
2025
Procentul total de angajați cu dizabilități
1,45 %
1,41%
Indicatori privind remunerația (diferența de remunerare și remunerația totală)
ESRS S1-16
Salarizarea personalului Grupului Hidroelectrica este reglementată, la nivel de entate, prin Contractele
Colecve de Muncă (CCM) aplicabile, care cuprinde o ierarhizare a funcțiilor și meseriilor din cadrul ecărei
238
societăți. Aici sunt menționate limite de salarizare pentru ecare nivel ierarhic, stabilite în funcție de
complexitatea muncii, a gradului de tehnicitate și competență profesională specică posturilor din
organigramă.
La negocierea salariului se au în vedere cerințele cuprinse în Fișa Postului, anexă la CCM, o evaluare
comparavă cu nivelurile medii ale veniturilor anse în acvitățile similare pe plan național, rezultând asel
un salariu a cărui valoare va  stabilită în conformitate cu limitele din Nomenclatorul de Ierarhizare a
Funcțiilor prevăzut în CCM.
Diferența de remunerare pe genuri - tot personalul grupului
Gen
Număr salariați
Diferența de remunerare*
2024
2025
2024
2025
Feminin
796
824
-11,01%
-11,02%
Masculin
4.440
4.478
Total
5.236
5.302
*în cursul anului 2025 compania a revizuit modul de calcul al indicatorilor pentru a răspunde cerințelor ESRS iar indicatorii aferenți perioadei de
raportare 2024 au fost recalculați.
Diferența de remunerare pe genuri este calculată, conform deniției ESRS, ca diferența dintre nivelurile
medii de remunerare (a fost ulizat venitul mediu lunar) între angajații de sex feminin și cei de sex masculin,
exprimată ca procent din nivelul mediu de remunerare al angajaților de sex masculin. Pentru calculul
numărului total de ore lucrate, entatea a ulizat o norma standard de 8 ore/zi (echivalent 160 ore/luna)
pentru ecare angajat, înmulțită cu numărul de luni lucrate in perioada de raportare. Câșgul orar ulizat
pentru calcul a rezultat din împărțirea remunerației brute totale la numărul de ore asel determinate.
Diferența de remunerare dintre femei și bărbați în sectorul energec, inclusiv în companii precum cele din
Grupul Hidroelectrica, este inuențată de factori precum distribuția diferită a genurilor în roluri de
exploatare și administrave/ tehnice. Asel, diferența de remunerare de -11,02% este juscată de
prezența persoanelor de gen feminin cu preponderență în posturi tehnice și administrave, și mai puțin în
zona de exploatare, predominată de salariații de gen masculin.
*în cursul anului 2025 compania a revizuit modul de calcul al indicatorilor pentru a răspunde
cerințelor ESRS iar indicatorii aferenți perioadei de raportare 2024 au fost recalculați.
La nivelul grupului, raportul dintre remunerația totală anuală
pentru angajatul cu cea mai mare remunerație și remunerația mediană anuală totală pentru toți angajații
(excluzând angajatul cu cea mai mare remunerație) este de 14,59. Calculul a fost făcut ulizând câșgul
anual per salariat, compus din salariul de baza brut, sporuri si alte benecii acordate conform CCM și au
fost luați în calcul angajații acvi 12 luni pe parcursul anului (*pentru anul 2024, în cazul UCMH au fost luați
în calcul angajații care au fost acvi pe cele 10 luni ale anului, ținând cont de momentul achiziției societății
de către Hidroelectrica).
Raportul remunerației totale*
2024
2025
5,58**
14,59
239
În determinarea diferențelor de remunerare si a raportului dintre remunerația totală anuală pentru
angajatul cu cea mai mare remunerație și remunerația mediană anuală totală pentru toți angajații, Grupul
a luat in considerare toți angajații.
În calculul indicatorilor privind remunerația sunt incluși și membrii Consiliului de Supraveghere și ai
Directoratului.
Protecția drepturilor omului
Incidente, plângeri și probleme și incidente grave privind drepturile omului
ESRS S1-17
Grupul Hidroelectrica se angajează să combată orice formă de discriminare.
Prin promovarea unui mediu de lucru incluziv, Grupul urmărește să creeze un loc de muncă în care toți
angajații să se simtă valorizați și sprijiniți, contribuind asel la o cultură organizațională sănătoasă și
producvă.
Angajații sunt încurajați să raporteze orice formă de hărțuire, managerului Departamentului de Resurse
Umane, care va invesga și va propune măsuri adecvate Directoratului Societății.
În 2025, la Hidroelectrica SA au fost depuse un total de 5 sesizări de către salariați , ind primite pe adresa
de e-mail a comisiei de primire și soluționare a cazurilor de hărțuire, toate ind soluționate conform
Ghidului privind prevenirea și combaterea hărțuirii pe criterii de sex, precum și a hărțuirii morale la locul de
muncă. Toate aceste 5 sesizări depuse au fost legate de potențiale situații de hărțuire la locul de muncă. În
urma analizei comisiei, conform procedurii, s-a constatat că 1 dintre aceste 5 plângeri se încadrează în
categoria „hărțuire la locul de muncă”.
La nivelul UCMH a fost înregistrat un incident de hărțuire verbală și nu s-au înregistrat incidente de
discriminare. Sesizarea a fost transmisă în format letric la Directorul General și s-a înregistrat la Serviciul
Resurse Umane. Incidentul a fost analizat și soluționat de Comisia de Cercetare Disciplinare Prealabilă,
conform procedură de lucru Aplicare sancțiuni disciplinare, cod PL 306-50 și a fost înregistrat în Registru
hărțuire UCMH SRL.
În anul 2025, la Hidroserv nu au fost raportate incidente de discriminare sau hărțuire în rândul angajaților
și nu au fost raportate plângeri ale salariaților în privința securității și sănătății în muncă. De asemenea, nu
au fost raportate incidente și/sau plângeri legate de muncă sau impacturi grave asupra drepturilor omului
(ex. munca forțată, tracul de persoane sau munca copiilor) în cadrul forței de muncă proprii.
Grupul nu a primit amenzi, sancțiuni sau compensații semnicave în legătură cu drepturile omului sau
forța de muncă proprie.
Numărul total de incidente de discriminare, inclusiv de hărțuire
2024
2025
Numărul de plângeri depuse prin canalele prin care persoanele din forța de muncă
proprie a întreprinderii își pot exprima preocupările
16
5
Numărul total de incidente de discriminare, inclusiv de hărțuire
0
2
Cuantumul total al amenzilor, sancțiunilor și compensațiilor pentru daune cauzate de
incidentele
0
0
Acțiune de remediere
0
2
240
Măsuri de bunăstare și dezvoltare a angajaților
Indicatori de sănătate și siguranță
ESRS S1-14
Situația accidentelor de muncă produse la locurile de muncă din cadrul unităților Grupului Hidroelectrica,
în anul 2025.
Evenimente
2024
2025
Nr. accidente de muncă cu incapacitate temporară de muncă (angajații proprii)
3
2
Nr. accidente de muncă cu invaliditate (angajații proprii)
0
0
Nr. accidente de muncă cu deces (angajații proprii)
0
0
Total evenimente (angajații proprii)
3
2
Nr. accidente de muncă cu deces (angajați contractați)
0
0
Numărul de decese ca urmare a vătămărilor legate de muncă și a bolilor legate de muncă la nivelul unităților
Hidroelectrica
Unitatea
Decese angajați proprii
Decese contractori
Total decese legate de
muncă
2024
2025
2024
2025
2024
2025
Locațiile Grupului
Hidroelectrica
0
0
0
0
0
0
Sediile Centrale
0
0
0
0
0
0
Total
0
0
0
0
0
0
În anul 2025, la nivelul grupului, au fost înregistrate 2 accidente de muncă. Principalele cauze care au
generat evenimentele sunt:
• Hațeg (Hidroelectrica SA): Mutare Grup electrogen din incinta casei barajistului, unde, în momentul
efectuării manevrei de întoarcere a grupului electrogen spre poarta de acces (ind luate măsurile
necesare pentru efectuarea în siguranță a manevrei), grupul electrogen a intrat a intrat în balans,
accidentând unul dintre lucrători la piciorul drept, prin presarea tălpii piciorului, care a alunecat în
momentul balansării grupului între suportul de xare/călare și pardoseală.
• Rm. Vâlcea (Hidroserv): Contact indirect cu arcul electric in stația de 220 kV ca urmare a efectuării
necorespunzătoare de comenzi – manevre.
Numărul accidentelor de muncă înregistrate la nivelul Grupului Hidroelectrica
Tip eveniment
2024
2025
Nr. accidente de muncă cu incapacitate temporară de muncă (angajații proprii)
3
2
Nr. accidente de muncă cu invaliditate (angajații proprii)
0
0
Nr. accidente de muncă cu deces (angajații proprii)
0
0
Total evenimente (angajații proprii)
3
2
Numărul de zile pierdute ca urmare a vătămărilor legate de muncă și a deceselor cauzate de accidente
legate de muncă, a bolilor legate de muncă și a deceselor cauzate de boli.
241
2024
2025
Numărul de zile pierdute ca urmare a vătămărilor legate de muncă
181
301
Rata absenteismului legat de incidente
2024
2025
Rata absenteismului legat de incidente
Număr de accidente x 1000000/ număr total de ore
lucrate în an
0,28
0,22
Grupul a implementat o procedură pentru organizarea instruirii interne, care detaliază toate purile de
instruiri, duratele acestora, metodele de vericare a cunoșnțelor și responsabilii pentru ecare p de
instruire. Conform prevederilor legislave, instruirea în domeniul SSM se efectuează la angajare, la locul de
muncă, periodic (cel târziu la ecare 6 luni de la ulma instruire) și suplimentar (de exemplu, după un
accident de muncă sau după o absență a salariatului de peste 30 de zile). Aceste instruiri sunt oferite gratuit,
în mpul programului de lucru, de către specialiș SSM sau conducătorii locurilor de muncă, iar eciența
lor este evaluată prin testarea cunoșnțelor acumulate.
Angajați
Nesalariați
Angajați din lanțul
valoric
2024
2025
2024
2025
2024
2025
Procentul persoanelor
din forța de muncă
proprie care sunt
acoperite de sistemul de
management al sănătății
și siguranței al
întreprinderii pe baza
cerințelor legale și/sau a
standardelor sau
orientărilor recunoscute
100%
100%
0
0
0
0
Numărul de decese ca
urmare a vătămărilor
legate de muncă și a
bolilor legate de muncă;
0
0
0
0
0
0
Numărul și rata
accidentelor de muncă
care pot  înregistrate
3
2
0
0
0
0
Numărul cazurilor de boli
legate de muncă care pot
 înregistrate
0
0
0
0
0
0
Numărul de zile pierdute
ca urmare a vătămărilor
legate de muncă și a
deceselor cauzate de
accidente legate de
muncă, a bolilor legate de
muncă și a deceselor
cauzate de boli
181
zile
301 zile
0
0
0
0
Indicatorii incluși în prezentul raport nu au făcut obiectul unei vericări de către un alt organism extern, în
afara furnizorului de asigurare.
242
COMUNITĂȚILE AFECTATE
ESRS S3
Strategie și concepte legate de comunitățile afectate
Interesele și punctele de vedere ale părților interesate
SBM-2, SBM-3
Grupul Hidroelectrica urmează o serie de procese legate de consultarea comunităților care ar putea fi
afectate de activitățile Grupului, în special în cadrul procedurilor de obținere a acordurilor și autorizațiilor
de mediu (informarea publică prin anunțuri în presă, pe website-ul Agențiilor de Protecția Mediului și/sau
pe website companiei, participarea publicului, după caz la diverse dezbateri publice, în funcție de procedura
de mediu parcursă).
Grupul a identificat ca potențiale comunități afectate cele care locuiesc sau lucrează în jurul
amplasamentelor Grupului. Nu au fost identificate comunități afectate pe lanțul valoric sau populații
indigene care să fie afectate de operațiunile Grupului.
Grupul Hidroelectrica ia în considerare impacturile asupra comunităților, precum și riscurile și
oportunitățile în strategia și modelul de afaceri, inclusiv pentru grupurile vulnerabile.
Impacturile pozitive asupra comunităților derivă din modelul de afaceri al companiei, în sensul în care
aceasta este un furnizor de energie la prețuri accesibile, iar amenajările hidrotehnice protejează localitățile
prin controlul debitelor de apă, reducerea riscului de inundații și stabilizarea cursurilor de apă în perioadele
cu precipitații abundente.
Impacturile negative potențiale indirecte legate de posibile întreruperi temporare în alimentarea cu apă
potabilă brută a unor beneficiari care utilizează apa din amenajările hidroenergetice exploatate de
Hidroelectrica, pentru livrarea către populația din zonele adiacente acestor amenajări, sunt cazuri izolate
și sunt gestionate prin comunicarea prealabilă a necesității și duratei intervențiilor de natură tehnică, astfel
încât beneficiarii respectivi să ia măsurile tehnice și legale necesare pentru asigurarea continuității
alimentării cu apă a populației din zonele deservite.
Hidroelectrica a elaborat un Plan de implicare a părților interesate (SEP), care stabilește cadrul prin care
compania asigură o comunicare structurată și continuă cu toate grupurile afectate sau interesate de
activitățile sale. Planul urmărește asigurarea unui dialog continuu, prin identificarea și analiza părților
interesate, consultări periodice și adaptarea comunicării în funcție de nevoile fiecărui grup. SEP este
actualizat pe durata implementării proiectelor și include mecanisme clare de colectare și gestionare a
sesizărilor, precum și activități dedicate comunităților locale. Prin acest proces, Hidroelectrica consolidează
relații constructive, gestionează riscurile și contribuie la succesul proiectelor și dezvoltarea comunităților
în care operează.
Tabelul de mai jos prezintă IRO-urile materiale identificate în urma derulării analizei de dublă materialitate,
detaliat în cadrul secțiunii ESRS 2 Analiza de dublă materialitate. Aceste IRO-uri se referă la comunitățile
identificate de Grup drept comunități potențial afectate.
243
Comunitățile afectate
Impact
Localizare pe lanț
valoric
Risc/Oportunitate
Drepturile economice,
sociale și culturale ale
comunităților în care operăm
Impact pozitiv, prin furnizare
de energie la prețuri
accesibile. În plus,
amenajările hidroenergetice
au rol în atenuarea undelor
de viitură, alimentarea cu
apă a localităților, irigații,
pisciculturi, navigație prin
ecluzare, recreere și turism,
stimularea economiei locale
(locuri de muncă și
conectivitate rutieră).
Operațiuni proprii
Oportunitate: Hidroelectrica SA
poate investi în dezvoltarea unor
proiecte sustenabile de care să
beneficieze direct comunitățile
locale, cum ar fi educația,
sănătatea sau formarea
profesională. De asemenea, poate
colabora cu autoritățile locale
pentru a sprijini păstrarea
identității culturale și protecția
patrimoniului.
Drepturile economice,
sociale și culturale ale
comunităților în care operăm
Impactul negativ potențial
indirect – Posibile
întreruperi temporare în
alimentarea cu apă potabilă
brută a unor beneficiari care
utilizează apa din
amenajările hidroenergetice
exploatate de Hidroelectrica,
acești beneficiari având
responsabilitatea alimentării
cu apă potabilă a
comunităților inclusiv în
situații excepționale și
inclusiv responsabilitatea
asigurării sursei de rezervă.
Operațiuni proprii
Nu au fost identificate riscuri sau
oportunități materiale pentru
această sub-temă.
Drepturile civile și politice
ale comunităților în care
operăm
Impact pozitiv, proiectele și
activitățile Hidroelectrica se
supun procedurilor de
obținere a actelor de
reglementare de mediu cu
consultare publică,
respectând toate drepturile
civile și politice ale
comunităților în care
operează.
Operațiuni proprii
Nu au fost identificate riscuri sau
oportunități materiale pentru
această sub-temă.
Politici legate de comunitățile afectate
S3-1
Angajamentul Hidroelectrica SA pentru comunitățile afectate identificate se reflectă prin politicile de
guvernanță corporativă adoptate, dintre care se menționează Politica Hidroelectrica, Politica Hidroelectrica
privind donațiile și sponsorizările și Polica de Responsabilitate Socială Hidroelectrica, precum și acțiunile
întreprinse menționate în subcapitolul de mai jos.
La nivelul celorlalte entități din Grup există, de asemenea, politici relevante pentru relația cu comunitățile.
În cazul UCMH sunt aplicabile Politica UCMH, Politica privind donațiile și sponsorizările și Politica de
244
responsabilitate socială corporativă (CSR), care includ prevederi privind implicarea în comunitate și
sprijinirea proiectelor sociale.
Hidroelectrica SA nu deține o politică de sine stătătoare, aliniată cu standardul ESRS. IRO-urile identificate
materiale urmează să fie integrate în noua Strategie de Sustenabilitate, nefiind abordate specific în politicile
actuale. La momentul redactării raportului țintele și indicatorii sunt în curs de actualizare, ca urmare a
nevoii de aliniere cu standardul ESRS a IRO materiale însă aprobarea noii strategii a fost amânată și va fi
aprobată după adoptarea standardelor ESRS revizuite.
Prin Politica Hidroelectrica, Societatea se angajează să susțină și să respecte protejarea drepturilor
internaționale ale omului (GCP-1) și să asigure neimplicarea în activități care încalcă/pot încălca drepturile
omului (GCP-2).
Politica Hidroelectrica privind donațiile si sponsorizările stabilește principii pentru acordarea sprijinului
financiar. Aceasta prioritizează protecția mediului, sănătatea, educația, cercetarea și sportul, sprijinind
proiecte care promovează dezvoltarea durabilă și solidaritatea socială. Procesul de aprobare implică un
comitet dedicat, iar beneficiarii trebuie să raporteze impactul proiectelor, asigurându-se că acestea
contribuie semnificativ la obiectivele de sustenabilitate ale companiei.
În cadrul Hidroelectrica SA, responsabilitatea pentru implementarea politicilor de implicare comunitară și
sustenabilitate este asumată la nivelul Directoratului.
Grupul Hidroelectrica investește în inițiative de educație, facilitând accesul la resurse educaționale
moderne și susținând dezvoltarea competențelor viitoarelor generații. De asemenea, Societatea sprijină
proiecte de sănătate și promovarea unui stil de viață sănătos. În domeniul cultural și sportiv, Hidroelectrica
SA finanțează evenimente și activități care încurajează participarea comunitară și valorificarea tradițiilor
locale.
Nu s-au identificat cazuri de nerespectare a Principiilor directoare ale ONU privind afacerile și drepturile
omului, a Declarației OIM cu privire la principiile și drepturile fundamentale la locul de muncă sau a
Orientărilor OCDE pentru întreprinderile multinaționale în care să fie implicate comunitățile afectate.
Procese de colaborare cu comunitățile afectate cu privire la impacturi
S3-2
Entitățile din cadrul Grupului organizează împreună cu autoritățile de mediu sesiuni de consultare publică
în cadrul procedurilor de obținere a autorizațiilor și avizelor necesare activității. Consultările cu
comunitățile locale sunt realizate în special pentru obținerea acordurilor și autorizațiilor de mediu, conform
reglementărilor legale aplicabile, iar frecvența acestora este stabilită în procedurile specifice de
reglementare. Acordul de mediu este emis de autoritatea competentă pentru protecția mediului și
stabilește condițiile care trebuie respectate în cazul unui proiect de dezvoltare sau modificare. Procedura
de evaluare a impactului asupra mediului, referitoare la proiectele publice și private, precum și procedura
de autorizare implică organizarea unor consultări publice, în conformitate cu Directiva UE transpusă în
legislația națională.
Toate consultările și dezbaterile publice sunt deschise membrilor comunității, indiferent de gen, vârstă,
pregătire sau etnie. În proces pot fi implicate organizații locale și lideri comunitari pentru a înțelege și
adresa nevoile comunităților vulnerabile, inclusiv ale grupurilor marginalizate. Observațiile sunt analizate
și luate în considerare în procesul decizional al procedurilor de autorizare.
Grupul Hidroelectrica colaborează cu comunitățile afectate, inclusiv cu reprezentanți ai autorităților locale
și organizații competente, prin întâlniri și prin dezvoltarea și implementarea a diverse proiecte de
responsabilitate socială, în funcție de nevoile identificate. Colaborarea are loc pe întregul ciclu al
proiectelor, de la planificare la implementare, cu întâlniri regulate pentru informare și consultare.
Responsabilitatea privind dezvoltarea acestor activități este asigurată de Compartimentul de Relații
Publice, proiectele de responsabilitate socială fiind aprobate de Directorat. În anul 2025 interacțiunile au
245
avut loc în principal în contextul procedurilor de reglementare și al solicitărilor punctuale primite din partea
autorităților locale sau comunităților. Hidroelectrica SA derulează un proces de consultare a părților
interesate în cadrul analizei de dublă materialitate în care sunt implicate și comunitățile în care Societatea
își desfășoară activitatea, prin intermediul ONG-urilor și altor asociații. Aceste consultări au loc la intervale
de cel mult trei ani, sau mai frecvent dacă situația o cere. În anul 2025 nu a fost derulat un astfel de proces
deoarece nu au intervenit schimbări majore de natură să necesite reluarea întregului proces de dublă
materialitate.
Referitor la evaluarea eficacității colaborării cu comunitățile prin analiza de dublă materialitate, aceasta
constă în măsurarea impactului activităților Grupului asupra acestora, dar și în obținerea feedback-ului
direct de la părțile interesate.
Procese de remediere a impacturilor negative și canalele prin care comunitățile afectate își pot exprima
preocupările
S3-3
Comunitățile locale pot folosi canalele de comunicare puse la dispoziție de către Hidroelectrica SA (și
detaliate în secțiunea S4-3) pentru a adresa eventuale sesizări în interes public.
Un alt mod prin care comunitățile afectate pot exprima opinii și preocupări este prin intermediul canalelor
media. Imaginea publică a unei companii de energie are un impact semnificativ asupra relațiilor sale cu
clienții, partenerii și autoritățile. În cazul în care apar crize sau evenimente negative, cum ar fi accidente
sau incidente, monitorizarea media poate dezvălui preocupările publicului și ale ONG-urilor față de
impactul activităților Grupului Hidroelectrica. Feedback-ul public și media oferă informații despre percepția
comunității asupra activității Grupului, facilitând implementarea unor măsuri de îmbunătățire continuă și
ajustarea strategiilor de responsabilitate socială corporativă (CSR).
Hidroelectrica SA nu deține în prezent un sistem dedicat de urmărire a progresului și soluționării feedback-
ului venit din partea comunităților afectate, însă analizează oportunitatea elaborării unei proceduri interne
dedicate gestionării și monitorizării feedback-ului provenit din partea comunităților afectate. În prezent nu
a fost stabilit un termen formal de implementare, însă acest aspect este avut în vedere în cadrul procesului
de aliniere la cerințele ESRS, după aprobare Strategiei la nivelului companiei.
În situațiile în care activitățile Grupului Hidroelectrica pot genera impacturi negative asupra comunităților
afectate, cum ar fi întreruperi temporare în alimentarea cu apă brută a unor beneficiari care utilizează apă
din amenajările hidroenergetice, societatea aplică măsuri de prevenire și remediere în conformitate cu
condițiile stabilite în actele de reglementare de mediu și de gospodărire a apelor, precum și cu
regulamentele de exploatare ale amenajărilor hidroenergetice. Eficacitatea măsurilor implementate este
evaluată prin monitorizarea parametrilor operaționali și a condițiilor stabilite în actele de reglementare.
Adoptarea de măsuri privind impacturile semnificative asupra comunităților afectate și abordări pentru
gestionarea riscurilor semnificative și pentru urmărirea oportunităților semnificative legate de
comunitățile afectate, precum și eficacitatea acestor acțiuni
S3-4
Nu sunt formulate acțiuni în conformitate cu prevederile din ESRS 2 MDR-A în ceea ce privește comunitățile
afectate de-a lungul lanțului valoric. Nu au fost identificate riscuri materiale asociate acestei teme.
În ceea ce privește impacturile negative semnificative asociate posibilelor întreruperi temporare în
alimentarea cu apă potabilă brută a comunităților deservite indirect prin beneficiarii (Compania de apă,
administrații locale) care utilizează apă din amenajările hidroenergetice ale Hidroelectrica, compania
implementează acțiuni preventive esențiale, precum comunicarea prealabilă a necesității și duratei
intervențiilor tehnice, pentru a permite beneficiarilor să ia măsurile necesare de asigurare a continuității
246
alimentării cu apă potabilă și activarea surselor alternative. Acest proces oferă cadrul prin care societatea
stabilește abordarea adecvată pentru fiecare situație (de ex. programarea lucrărilor tehnice în perioade cu
cerere scăzută sau cu risc hidrologic redus, pentru a evita întreruperile neplanificate), inclusiv atunci când
este necesară coordonarea cu autoritățile locale sau cu alți operatori implicați în alimentarea cu apă
(consultări periodice cu ANAR, autoritățile locale și operatorii de apă pentru stabilirea comună a măsurilor
de protecție pentru comunitățile posibil afectate).
Cu toate acestea, Grupul se implică în proiecte de interes pentru comunități. Unul dintre pilonii ESG ai
Strategiei de Sustenabilitate din 2023 este adresat comunităților locale, cu obiecvul strategic de implicare
proacvă și transparentă în proiectele de interes local, în sprijinirea comunității în zonele în care
Hidroelectrica acvează.
În cursul anului 2025 Strategia de Sustenabilitate a fost supusă unui proces de actualizare asel încât să
cuprindă într-o măsură mai detaliată sub-temele idencate ca ind materiale în contextul raportării ESRS
pentru anul scal 2024. În cadrul acestui proces au fost evaluate policile existente la nivel de Grup, o serie
de acțiuni, ținte și indicatori precum și modalitatea de monitorizare și evaluare a acestora, însă varianta
nală a Strategiei va  aprobată după adoptarea standardelor ESRS revizuite și după evaluarea implicațiilor
generate de volalitatea legislavă din ulma perioadă.
În situația în care, în mod excepțional, acvitățile de exploatare sau lucrările tehnice desfășurate de
Hidroelectrica ar conduce la întreruperi temporare în alimentarea cu apă brută a ulizatorilor din aval,
compania colaborează cu operatorii de apă și cu autoritățile competente pentru idencarea și
implementarea măsurilor necesare de remediere și limitare a impactului asupra comunităților afectate. În
funcție de circumstanțe, aceste măsuri pot include adaptarea programului de exploatare, asigurarea unor
debite adecvate sau alte soluții tehnice stabilite împreună cu autoritățile competente. Idencarea și
gesonarea acestor situații se realizează prin monitorizarea permanentă a condițiilor de exploatare ale
amenajărilor hidroenergece, prin colaborarea cu Administrația Națională „Apele Române”, autoritățile
locale și operatorii de apă. Ecacitatea măsurilor implementate este evaluată prin monitorizarea
parametrilor operaționali și prin dialogul cu autoritățile și operatorii implicați.
Acțiunile pe care Hidroelectrica SA le-a întreprins până în prezent, precum și cele pe care și le-a propus pe
termen mediu (2024-2026) legate de tema implicării în comunitate sunt:
• Hidroelectrica SA a dezvoltat un Plan de Implicare a Părților Interesate (Stakeholders Engagement
Plan - SEP) cu scopul de a aborda nevoile comunităților locale, în special ale celor vulnerabile.
Obiectivul principal al SEP este identificarea comunităților vulnerabile, evaluarea nevoilor acestora
și stabilirea unui plan de acțiune pentru a le satisface. SEP subliniază importanța furnizării
informațiilor accesibile și semnificative, asigurarea adecvării culturale, promovarea dialogului
bidirecțional și integrarea feedback-ului în programele companiei. De asemenea, planul prevede
mecanisme pentru abordarea preocupărilor părților interesate, asigurând incluziunea și
transparența pe parcursul procesului de implicare.
• Realizarea unei evaluări privind nevoile comunității (ENC) pentru a înțelege mai bine nevoile critice
ale comunităților (întocmită în 2024)
• Pregătirea unui Plan de dezvoltare a comunităților care să detalieze proiectele convenite cu fiecare
comunitate (în anul 2025 nu s-au aprobat cererile de sponsorizare pentru implementarea
proiectelor incluse în plan; planul va fi revizuit conform noii Strategii de sustenabilitate aprobate și
a planului de acțiune actualizat).
Pentru a planifica și implementa acțiunile viitoare legate de Evaluarea Nevoilor Comunităților Locale (ENC),
pe baza informațiilor din Registrul Național al Caselor fără Energie Electrică din România furnizat de
Ministerul Energiei, au fost identificate Unități Administrativ-Teritoriale (UAT) în care Hidroelectrica SA
activează și unde există grupuri vulnerabile din punct de vedere energetic.
Pe parcursul anului 2025 Hidroelectrica SA a susținut diverse proiecte în domeniul sănătate, sport, cultură,
educație. Eficacitatea acestor acțiuni este evaluată prin monitorizarea numărului de beneficiari, iar
rezultatele obținute sunt folosite pentru îmbunătățirea continuă a programelor. În vederea monitorizării
247
utilizării fondurilor acordate prin sponsorizare, conform art. 4.5 din contractul de sponsorizare, după
finalizarea contractului solicităm beneficiarului ca, în termen de maximum 60 de zile, să transmită un raport
care să prezinte rezultatele obținute și impactul proiectului, însoțit de documentele justificative aferente
cheltuielilor efectuate.
În anul 2025, Hidroelectrica SA a cheltuit 8.780.060 lei, astfel:
• 50.000 lei în domeniul protecției mediului
• 3.512.760 lei în domeniul sănătății
• 2.951.850 lei în domeniul sportului
• 767.150 lei în domeniul cultural
• 669.600 lei în domeniul social
• 828.700 lei în domeniul educație și cercetare.
Hidroelectrica SA a contribuit și va contribui din surse proprii prin sponsorizările acordate la susținerea
coeziunii sociale, la dezvoltarea comunității, a sectorului medical, educației și culturii, mediului înconjurător
și sportului. Anual, Hidroelectrica SA publică pe site-ul propriu un raport detaliat privind sponsorizările
acordate, disponibil aici.
În anul 2025, UCMH a investit în învățământul dual (profesional și universitar) suma de 49.459 lei.
În anul 2025 nu au fost identificate evenimente de mediu semnificative care să fi generat impacturi
materiale asupra comunităților afectate. În consecință, nu au fost necesare măsuri de remediere față de
cele prevăzute în condițiile normale de operare stabilite prin autorizațiile de mediu, autorizațiile de
gospodărire a apelor și planurile de urgență internă aplicabile amplasamentelor Grupului Hidroelectrica.
Nu au fost raportate probleme și incidente grave privind drepturile omului în cadrul comunităților din
zonele de activitate a Grupului Hidroelectrica.
Ținte legate de gestionarea impacturilor negative semnificative, de promovarea impacturilor pozitive și
de gestionarea riscurilor și a oportunităților semnificative
S3-5
Din țintele strategice cu privire la Comunitățile locale, stabilite în anul 2023 prin Raportul de Sustenabilitate
2023, Hidroelectrica SA a îndeplinit cele două ținte aferente anului 2024, prin întocmirea Raportului ENC
(Evaluarea Nevoilor Comunității) și elaborarea Planului de programe pentru satisfacerea nevoilor
identificate urmând ca după actualizarea Strategiei să demarăm faza de implementarea a proiectelor.
248
249
CONSUMATORII ȘI UTILIZATORII FINALI
ESRS S4
Strategie și concepte legate de protecția consumatorilor și utilizatorilor finali
Interesele și punctele de vedere ale părților interesate
SBM-2
Consumatorii nali sunt considerați părți interesate esențiale pentru Grupul Hidroelectrica, ind incluși în
categoria „Clienți". Compania acționează atât ca vânzător angro, cât și ca furnizor de energie electrică direct
către consumatorii nali, inclusiv clienți casnici și business, care cuprind afaceri din diverse sectoare
industriale, precum fabricarea automobilelor, telecomunicații și construcții.
Grupul Hidroelectrica își adaptează strategia pentru a răspunde nevoilor și așteptărilor clienților și
promovează o comunicare transparentă cu clienții.
Interesele și punctele de vedere ale clienților Hidroelectrica SA sunt variate și complexe, reectând
necesități economice, sociale și de mediu. Hidroelectrica SA integrează interesele și drepturile
consumatorilor, i, în strategia și modelul său de afaceri.
În anul 2025, idencarea intereselor și a punctelor de vedere ale clienților s-a realizat prin mecanismele
operaționale existente de interacțiune cu consumatorii, precum analiza solicitărilor și reclamațiilor primite
prin canalele de relații cu clienții, interacțiunile din call center, acvitatea centrelor de relații cu clienții și
comunicările primite prin canalele digitale ale companiei. Informațiile rezultate din aceste interacțiuni sunt
analizate periodic pentru a idenca principalele preocupări ale clienților și pentru a îmbunătăți procesele
operaționale și serviciile oferite.
Chesonarele de sasfacție a clienților s-au aat în faza de testare la nalul anului 2025 și nu au fost ulizate
operațional pentru idencarea nevoilor clienților în perioada de raportare.
Interesele clienților pot  sintezate în mai multe categorii principale, precum:
● Connuitatea serviciului: Clienții doresc acces neîntrerupt la energie electrică, solicitând stabilitate
și abilitate în furnizarea de energie.
● Tarife compeve: Clienții doresc tarife accesibile și compeve pentru energia electrică, având în
vedere impactul acestora asupra costurilor de trai și de producție.
● Transparența costurilor: Clienții apreciază transparența în structura tarifelor și claritatea în facturare.
● Standardele de calitate: Asigurarea unui nivel înalt de calitate a serviciilor, inclusiv mpi de reacție
rapizi la solicitări și promptudinea în rezolvarea problemelor, sunt apreciate de consumatori.
● Reducerea emisiilor: Clienții sunt tot mai preocupați de impactul asupra mediului și preferă
companiile care iau măsuri pentru a reduce emisiile de gaze cu efect de seră și alte substanțe
poluante. Hidroelectrica SA răspunde acestor preocupări, ind un producător de energie 100%
regenerabilă.
● Ecă și responsabilitate: Transparența și eca în operarea societății, inclusiv respectarea drepturilor
consumatorilor și responsabilitatea socială, sunt subiecte de interes pentru clienți.
● Impactul asupra comunității: Clienții sunt interesați de modul în care acvitățile societății afectează
comunitățile locale și de contribuția potențială pozivă a societății la dezvoltarea acestora.
● Dialog și colaborare: Deschiderea societății de a comunica și colabora cu comunitățile locale și cu
autoritățile este apreciată de această categorie de părți interesate.
Aceste puncte de vedere și interese sunt esențiale pentru strategiile și operațiunile Hidroelectrica SA,
inuențând sasfacția clienților și succesul pe termen lung al societății. Compania, prin programul de
250
invesții, acvitățile curente precum și policile și procedurile implementate depune eforturi pentru
îndeplinirea așteptărilor clienților. Interesele și feedback-ul clienților sunt luate în considerare în denirea
priorităților companiei, inclusiv în dezvoltarea segmentului de furnizare, îmbunătățirea canalelor de relații
cu clienții și digitalizarea serviciilor. De asemenea, cerințele privind transparența, connuitatea serviciului
și protecția drepturilor consumatorilor inuențează modul de furnizare a energiei electrice și dezvoltarea
procedurilor interne privind relația cu clienții, contribuind la adaptarea modelului de afaceri la așteptările
pieței.
Impacturile, riscurile și oportunitățile semnicave referitoare la clienții Hidroelectrica SA sunt evaluate la
un interval de maxim 3 ani pentru a se asigura o aliniere cu strategia și modelul de afaceri ale Hidroelectrica
SA, având în vedere atât aspectele de mediu, cât și cele economice și sociale. Parte din Planul Strategic de
Sustenabilitate (2023), a fost denit în anul 2023 un set de piloni de sustenabilitate asupra cărora Societatea
se focusează pe termen scurt, mediu și lung. Dintre pilonii ESG ai Strategiei de Sustenabilitate, unul este
adresat clienților, cu obiecvul strategic de garantare a accesului la energie curată și la prețuri accesibile și
îmbunătățirea permanentă a relației cu clienții.
O actualizare a Strategiei de Sustenabilitate a fost demarată în anul 2025, pentru alinierea cu IRO-urile
materiale idencate în contextul raportării ESRS pentru anul scal 2024, însă varianta nală a Strategiei va
 aprobată după adoptarea standardelor ESRS revizuite și după evaluarea implicațiilor generate de
schimbările legislave din ulma perioadă.
Impacturile, riscurile și oportunitățile semnicave și interacțiunea acestora cu strategia și modelul de
afaceri
SBM-3
Strategia și modelul de afaceri ale Grupului Hidroelectrica sunt construite asel încât impacturile asupra
consumatorilor nali de energie electrică să e pozive pe termen lung. Grupul Hidroelectrica acoperă
nevoile unui spectru larg de consumatori, inclusiv mari consumatori industriali, gospodării rezidențiale și
comunități locale.
Impacturile reale și potențiale asupra consumatorilor, inclusiv cele legate de transparența informațiilor,
corectudinea facturării și connuitatea furnizării energiei electrice, protecția datelor cu caracter personal,
sunt direct legate de strategia și modelul de afaceri ale Grupului Hidroelectrica, care includ atât producția,
cât și furnizarea de energie electrică către consumatori nali.
Aceste impacturi derivă din procesele operaționale, din modul de gesonare a relației cu clienții și din
obligațiile legale și contractuale aplicabile acvității de furnizare.
În același mp, gesonarea acestor impacturi stă la baza adaptării connue a modelului de afaceri și a
strategiei comerciale. De exemplu, Grupul a implementat sisteme digitale dedicate relației cu clienții (portal
online, factură electronică, canale dedicate de comunicare), precum și mecanisme de monitorizare și
corectare a eventualelor erori de facturare, pentru a asigura transparența și acuratețea informațiilor
furnizate. De asemenea, strategia de diversicare a surselor de producție și invesțiile în modernizarea
infrastructurii contribuie la creșterea siguranței furnizării și la reducerea riscului de neîndeplinire a
obligațiilor contractuale.
Evaluarea periodică a impacturilor, riscurilor și oportunităților asociate relației cu consumatorii, inclusiv prin
monitorizarea indicatorilor operaționali, a sesizărilor primite și a cerințelor de reglementare, contribuie la
ajustarea connuă a proceselor operaționale și comerciale, susținând adaptarea strategiei și a modelului de
afaceri în vederea menținerii încrederii consumatorilor și a conformității cu cerințele aplicabile.
Impactul, riscurile și oportunitățile asociate consumatorilor, idencate în urma analizei de dublă
materialitate, descrisă în Secțiunea ESRS 2 Analiza de dublă materialitate, sunt rezumate în tabelul de mai
jos. Impactul, riscurile și oportunitățile idencate sunt aplicabile tuturor categoriilor de consumatori nali
251
menționați anterior (clienți casnici și business). Menționăm că policile, acțiunile, procesele și indicatorii
prezentați în acest capitol reectă acvitatea curentă a companiei și nu sunt legate specic de rezultatul
analizei de dublă materialitate, însă, acolo unde a fost posibil informațiile au fost prezentate asel încât să
răspundă cerințelor din standardul ESRS.
Subtema
Impact
Localizare pe
lanț valoric
Risc/ Oportunitate
Impacturi legate
de informare
Impact negav, în cazul în care societatea nu
livrează conform așteptărilor clienților privind
transparența, informarea publicului și
conșenzarea beneciilor energiei regenerabile.
Operațiuni
proprii, În aval
Risc nanciar potențial generat de pierderea
unor consumatori nali și implicit a veniturilor
aferente, daca nu se implementează
îmbunătățirea proceselor aplicabile pe
segmentul de furnizare al Hidroelectrica.
Tema sasfacției și nevoilor consumatorilor nali este relevantă doar pentru Hidroelectrica SA, nu și pentru
lialele sale, Hidroserv și UCMH. Aceasta deoarece Hidroelectrica SA se concentrează pe furnizarea de
energie electrică direct către consumatori, în mp ce Hidroserv și UCMH oferă servicii și produc
echipamente pentru Hidroelectrica SA, fără a inuența direct experiența clienților nali.
Gestionarea impacturilor, a riscurilor și a oportunităților
Polici privind consumatorii și ulizatorii nali
S4-1
Hidroelectrica SA furnizează clienților nali preponderent energie electrică din producția proprie, din surse
regenerabile de energie (hidroelectric/eolian). Clienții nali ai Hidroelectrica SA în anul 2025 sunt
reprezentați de clienții casnici și business. Mai multe detalii despre structura portofoliului de furnizare al
Hidroelectrica SA se regăsesc în Capitolul 6.1.3.– Acvitatea de furnizare a energiei electrice din Raportul
Anual.
Pentru a gesona riscurile, oportunitățile și impacturile asupra clienților, Hidroelectrica SA a implementat
următoarele polici și proceduri care se aplica tuturor clienților nali:
• Codul ec: Acesta denește comportamentele așteptate în relațiile cu clienții și consumatorii,
promovând o cultură bazată pe respectarea legilor și reglementărilor. Codul reectă valorile
Hidroelectrica, cum ar  integritatea, responsabilitatea socială, aspecte legate de concurență sau
condențialitatea datelor și se aplică tuturor angajaților, indiferent de poziția ocupată, precum și în
relațiile cu clienții, furnizorii, societatea civilă, comunitățile locale și alte părți interesate. Domeniul
său de aplicare acoperă întreaga organizație și toate interacțiunile acesteia pe lanțul valoric, atât
amonte, cât și aval.
Prin stabilirea acestor reguli de conduită, Codul ec contribuie la gesonarea impacturilor asupra
consumatorilor asociate lipsei de transparență, comportamentelor neconforme sau ulizării
necorespunzătoare a informațiilor și susține menținerea încrederii în relația dintre companie și
clienți.
Implementarea și actualizarea Codului ec sunt realizate în cadrul mecanismelor interne de
guvernanță ale companiei, sub supravegherea conducerii execuve și cu aprobarea Consiliului de
Supraveghere al Hidroelectrica. În acest context, la nivelul societății este desemnat un Consilier de
Ecă, responsabil de acvitatea de consiliere ecă și de monitorizarea aplicării principiilor și
regulilor de conduită stabilite prin Codul ec.
252
Aplicarea Codului ec este susținută și prin mecanisme interne de raportare a încălcărilor normelor
ece și ale legislației aplicabile, care permit angajaților și partenerilor să semnaleze eventuale
nereguli în condiții de condențialitate.
În acest mod, Hidroelectrica asigură o comunicare corectă și responsabilă cu publicul și contribuie
la reducerea riscului de pierdere potențială a consumatorilor nali, prin promovarea unui
comportament integru și conform în relația cu clienții și celelalte părți interesate.
Polica Hidroelectrica susține orientarea către clienți și îmbunătățirea nivelului de sasfacție al
acestora, precum și al altor părți interesate, ind aplicabilă tuturor acvităților desfășurate de
companie, și contribuind la îmbunătățirea permanentă a performanței sociale a companiei.
Implementarea acestei polici este realizată în cadrul mecanismelor interne de guvernanță ale
companiei, sub supravegherea conducerii execuve și cu aprobarea Consiliului de Supraveghere al
Hidroelectrica.
Polica are în vedere cerințele legislației naționale aplicabile, obiecvele de dezvoltare durabilă ale
Organizației Națiunilor Unite (The United Naons’s 17 Sustainable Development Goals), Principiile
UN Global Compact (UN Global Compact 10 Principles), Codul de Guvernanță Corporavă al Bursei
de Valori Bucureș și cerințele specice standardelor ISO.
Prin aplicarea acestor principii, Hidroelectrica contribuie la gesonarea impacturilor asupra
consumatorilor asociate calității serviciilor furnizate, transparenței în relația cu clienții și
responsabilității sociale a companiei, susținând dezvoltarea unor relații durabile și bazate pe
încredere cu consumatorii și celelalte părți interesate.
Polica Hidroelectrica se aplică tuturor angajaților companiei, partenerilor contractuali, entăților
aliate (Hidroserv și UCMH), precum și clienților, consumatorilor și altor părți interesate din lanțul
valoric amonte și aval. Polica acoperă relațiile cu clienții și publicul, protecția datelor persoanelor
vizate, managementul impacturilor asupra mediului, respectarea drepturilor omului, condițiile de
muncă, sănătatea și securitatea angajaților, precum și standardele de integritate și ancorupție
aplicabile în toate interacțiunile interne și externe ale societății.
Proceduri interne de Management al Relației cu Clienții: Aceste proceduri cuprind reglementări
pentru acvități precum negocierea precontractuală, rezolvarea reclamațiilor, gesonarea
contractelor, facturarea serviciului de furnizare și evaluarea sasfacției clienților. Obiecvul acestor
proceduri este îmbunătățirea relațiilor cu consumatorii nali de energie electrică, inclusiv în ceea
ce privește contractarea și facturarea energiei electrice furnizate, precum si mpul de soluționare
a eventualelor reclamații. Prin aceste proceduri se gesonează impactul negav generat de o
comunicare insucientă, lipsită de claritate sau transparență către clienți și public, precum și riscul
nanciar asociat pierderii consumatorilor nali, prin standardizarea proceselor de contractare,
facturare, soluționare a reclamațiilor și evaluare a sasfacției, care contribuie la îmbunătățirea reală
a experienței clienților. Aceste proceduri se aplică tuturor acvităților desfășurate în cadrul
Hidroelectrica S.A. în relația cu clienții nali, atât casnici, cât și business, acoperind procesele de
contractare, facturare, gesonare a solicitărilor și reclamațiilor, precum și evaluarea sasfacției
clienților. Implementarea și monitorizarea acestor proceduri sunt realizate la nivelul structurilor
organizaționale responsabile de acvitatea de furnizare și relații cu clienții, sub coordonarea
conducerii execuve a societății.
• Polica privind Protecția Datelor cu Caracter Personal: Cadrul intern de reglementare privind
protecția datelor cu caracter personal este stabilit prin Regulamentul privind Protecția Datelor cu
253
Caracter Personal. Acesta denește principiile, regulile și responsabilitățile aplicabile prelucrării
datelor cu caracter personal în cadrul companiei și stabilește cadrul organizatoric necesar pentru
asigurarea unei prelucrări legale, corecte și transparente a datelor, precum și pentru protejarea
condențialității și securității acestora, în conformitate cu Regulamentul (UE) 2016/679 și legislația
națională aplicabilă.
Regulamentul include, ca parte integrantă, un set de polici interne care reglementează diferite
aspecte ale prelucrării datelor cu caracter personal, inclusiv Polica privind Protecția Datelor cu
Caracter Personal. Implementarea acestor polici este susținută prin proceduri operaționale interne
dedicate.
Acest cadru se aplică tuturor activităților de prelucrare a datelor cu caracter personal desfășurate
în cadrul Hidroelectrica S.A., inclusiv prelucrării datelor consumatorilor și utilizatorilor finali în
contextul activității de furnizare a energiei electrice. Consumatorii sunt informați cu privire la
modul de prelucrare a datelor lor cu caracter personal și la drepturile de care beneficiază prin note
de informare puse la dispoziție prin canalele de comunicare utilizate în relația cu clienții, iar accesul
la datele cu caracter personal ale acestora este limitat la personalul autorizat, în funcție de
atribuțiile specifice.
La nivelul Hidroelectrica S.A. este desemnat un Responsabil cu Protecția Datelor (DPO), care
îndeplinește atribuțiile prevăzute de cadrul legal aplicabil și sprijină organizația în asigurarea
respectării cerințelor privind protecția datelor cu caracter personal.
Responsabilitatea pentru implementarea cadrului de reglementare privind protecția datelor cu
caracter personal revine conducerii executive a Hidroelectrica S.A., iar monitorizarea conformității
cu cerințele aplicabile este realizată de DPO, în colaborare cu structurile organizaționale implicate
în activitățile de prelucrare a datelor cu caracter personal.
În anul 2025 nu au fost identificate cazuri de nerespectare a principiilor privind afacerile și drepturile omului
în legătura cu consumatorii finali.
Hidroelectrica SA are implementată o procedură de măsurare a gradului de sasfacție a clienților, ce implică
transmiterea de chesonare de sasfacție către clienți, ulizând două canale principale: un cod QR inclus
pe factură, care direcționează clienții către un formular online, și solicitări de feedback trimise separat prin
e-mail. Selecția clienților pentru aceste sondaje se face pe baza unor criterii, cum ar  pul de serviciu
contractat și istoricul interacțiunilor cu compania. În plus, pentru clienții care vizitează personal birourile de
relații cu clienții, există un sistem de feedback zic, disponibil prin intermediul tabletelor instalate în zona
recepției. Feedback-urile colectate sunt centralizate lunar și sunt raportate către Managerul de furnizare și
Șeful Serviciului de Relații Clienții și Reclamații. În anul 2024 fost inițiat procesul de dezvoltare a procedurii
privind monitorizarea sasfacției clienților pentru acvitatea de furnizare, ind denit indicatorul cheie de
performanță „Scorul sasfacției clienților pentru acvitatea de Furnizare”, cu o valoare țintă stabilită la 72%.
La nalul anului 2025, instrumentul CSS se aa în testare, ind derulate colectări de chesonare de
sasfacție. În cadrul acestei faze de testare a rezultat un scor de sasfacție de 88,9%. Implementarea
operațională a sistemului CSS (Customer Sasfacon Survey) este planicată începând cu anul 2026, când
rezultatele vor  ulizate sistemac în procesele de evaluare a sasfacției și idencare a nevoilor clienților.
Procedura are ca obiecv monitorizarea sasfacției clienților și idencarea oportunităților de îmbunătățire
a serviciilor de furnizare, contribuind la gesonarea impacturilor asociate calității serviciilor și comunicării
cu consumatorii nali. Procedura se aplică acvităților de furnizare desfășurate de Hidroelectrica S.A. în
relația cu clienții casnici și business. Implementarea și monitorizarea acesteia sunt realizate la nivelul
structurilor responsabile de acvitatea de furnizare și relații cu clienții, sub coordonarea conducerii
execuve a societății. La nivelul Hidroelectrica S.A. este instuit un cadru intern de reglementare care
susține aplicarea policii de protecție a datelor cu caracter personal în relația cu consumatorii și ulizatori i
nali. Acest cadru este operaționalizat prin proceduri interne dedicate, care vizează gesonarea cererilor
254
persoanelor vizate, administrarea situațiilor care pot afecta securitatea datelor cu caracter personal,
precum și evidența și monitorizarea acvităților de prelucrare.
De asemenea, cadrul intern include mecanisme de evaluare a impactului prelucrărilor asupra protecției
datelor, adaptate naturii și contextului operațiunilor desfășurate, inclusiv în situațiile care implică ulizarea
temeiurilor juridice adecvate sau transferuri de date către state terțe, în conformitate cu cerințele legale
aplicabile. Acest cadru se aplică tuturor acvităților de prelucrare a datelor cu caracter personal desfășurate
de Hidroelectrica S.A., inclusiv în relația cu consumatorii și ulizatorii nali din lanțul valoric aval.
Implementarea policilor și procedurilor aferente este responsabilitatea conducerii execuve, iar
monitorizarea conformității este realizată de Responsabilul cu Protecția Datelor (DPO).
Hidroelectrica SA se angajează să asigure accesul echitabil și nediscriminatoriu la energie electrică pentru
toți consumatorii, în conformitate cu cadrul legislav aplicabil și reglementările din sectorul energec. În
acest sens, compania respectă prevederile privind protecția consumatorilor, inclusiv a consumatorilor
vulnerabili, acolo unde este aplicabil, și asigură aplicarea nediscriminatorie a condițiilor contractuale și
comerciale.
De asemenea, Hidroelectrica implementează mecanisme de preluare și soluționare a solicitărilor și
sesizărilor consumatorilor, asigurând un proces structurat de gesonare a acestora. Informații suplimentare
privind mecanismele de raportare și gesonare a sesizărilor sunt prezentate în Polica de protecție a
averzorilor în interes public și în secțiunea G1 a prezentului raport.
Procese de colaborare cu consumatorii și ulizatorii nali cu privire la impacturi
S4-2
Hidroelectrica SA acordă importanță comunicării și transparenței față de clienți, dezvoltând connuu
procesele sale de colaborare cu clienții și reprezentanții acestora. Actualizarea constantă a informațiilor
disponibile pe website-ul companiei cu privire la aspecte de interes public este un exemplu, precum și
publicarea comunicatelor de presă, modicări interne și/sau legislave.
Colaborarea se desfășoară pe parcursul diferitelor etape ale operațiunilor companiei - de la dezbaterile
publice din cadrul procedurilor de reglementare, până la procesul de încheiere a contractelor de furnizare
a energiei electrice, procesele de facturare și prelucrarea feedback-ului clienților.
Grupul Hidroelectrica colaborează direct cu consumatorii nali prin intermediul canalelor dedicate de
comunicare și interacțiune, inclusiv portalul online de contractare, aplicația mobilă, centrele de relații cu
clienții, call center, e-mail și alte canale digitale. Aceste mecanisme permit comunicarea directă cu
consumatorii, gesonarea solicitărilor, transmiterea sesizărilor și colectarea feedback-ului, contribuind la
înțelegerea perspecvelor și intereselor acestora.
Frecvența interacțiunilor variază în funcție de canalul ulizat și de pul solicitării, acestea ind înregistrate
și gesonate prin sistemele interne de management al relației cu clienții.
Procesul include următoarele etape operaționale:
• Preluarea și înregistrarea solicitărilor în cadrul plaormei de gesonare a solicitărilor și
reclamațiilor, QDesk. În momentul primirii unei solicitări din partea clienților, aceșa primesc număr
de înregistrare a solicitării în vederea asigurării trasabilității acesteia.
• Clasicarea solicitărilor, încadrarea acestora în funcție de problemaca alocată și alocarea către
nivelurile și serviciile responsabile de tratarea solicitării;
• Analiză și soluționare în termenele prevăzute de legislația în vigoare;
• Comunicarea răspunsului către client și închiderea cazului.
Monitorizarea și analiza datelor rezultate din aceste interacțiuni se realizează:
255
• zilnic – monitorizarea volumelor de solicitări și a termenelor de răspuns;
• lunar – analiza indicatorilor operaționali și a respectării termenelor din standardul ANRE;
• periodic (trimestrial/anual) – raportări interne și către Autoritatea Națională de Reglementare în
domeniul Energiei privind acvitatea de soluționare a solicitărilor și reclamațiilor clienților.
Evaluarea ecienței procesului de gesonare a solicitărilor și reclamațiilor se realizează prin indicatori
operaționali și indicatori de calitate, în conformitate cu cerințele Standardul de performanță (Ord. ANRE nr.
83/2021) și procedurile interne dar și prin instrumente dedicate de p CSS (Customer Sasfacon Survey).
Principalii indicatori ulizați sunt:
• rata de respectare a termenelor legale de răspuns;
• mpul mediu de soluționare a solicitărilor pe ecare problemacă;
• procentul de reclamații soluționate în termen.
• volum solicitări / reclamații în funcție de ecare canal de intrare;
Standardul ANRE stabilește indicatori de calitate și obligația furnizorilor de a plă compensații dacă nivelul
garantat al indicatorilor nu este respectat.
Rezultatele acestor indicatori sunt ulizate pentru îmbunătățirea proceselor operaționale și pentru
opmizarea experienței clienților.
Principalele etape în care are loc interacțiunea cu clienții sunt:
Etapa pre-contract unde principalele interacțiuni privesc:
• informarea asupra ofertelor și condițiilor de contractare;
• solicitările de contractare (schimbare furnizor, schimbare administravă etc.);
• claricările privind modul de facturare, modalități de plată, alte condiții contractuale.
Canale ulizate: Call Center, canale scrise (e-mail, formular unic de contact), centre de relații cu clienții, Self-
Service (portal de contractare).
Etape de furnizare a serviciului unde principalele interacțiuni sunt legate de:
• modicări contractuale;
• transmitere index;
• facturare și plăți;
• solicitări operaționale sau reclamații privind serviciile oferite.
Aceste solicitări sunt gesonate prin intermediul plaormei de gesonare a solicitărilor, QDesk, și sunt
monitorizate conform indicatorilor de performanță.
Etapa Post-incident/post-soluționare unde principalele interacțiuni vizează:
• claricări ulterioare soluționării unei solicitări/reclamații;
• acordarea eventualelor compensații conform standardelor de performanță;
• feedback din partea clientului privind modul de rezolvare.
Informațiile colectate în această etapă sunt analizate pentru idencarea cauzelor recurente și pentru
implementarea măsurilor de îmbunătățire.
De asemenea, colaborarea are loc indirect prin intermediul reprezentanților legimi și al autorităților
competente, în special Autoritatea Națională de Reglementare în domeniul Energiei (ANRE), Autoritatea
Națională pentru Protecția Consumatorilor (ANPC), precum și alte instuții relevante, care au rol în
protejarea drepturilor consumatorilor și supravegherea conformității furnizorilor de energie electrică.
Aceste autorități pot transmite solicitări, sesizări sau recomandări relevante pentru protecția
consumatorilor, care sunt analizate și gesonate conform procedurilor interne aplicabile.
256
Interacțiunile cu autoritățile competente și cu alte organisme relevante pentru protecția consumatorilor au
loc în principal în contextul proceselor de reglementare, al gesonării sesizărilor transmise de consumatori
către autorități, al raportărilor periodice și al solicitărilor punctuale de claricare sau vericare. Frecvența
acestor interacțiuni depinde de natura solicitărilor și de obligațiile de raportare stabilite prin cadrul de
reglementare aplicabil acvității de furnizare a energiei electrice.
Aceste interacțiuni cu autoritățile de reglementare și protecție a consumatorilor (ANRE, ANPC) sunt
gesonate prin intermediul unui proces care include următoarele etape:
• Recepționarea solicitării – sesizările sunt primite prin canale ociale (ANRE – prin intermediul
plaormei hps://spv.anre.ro, ANPC – prin intermediul e-mail-ului transmis către
clien@hidroelectrica.ro).
• Înregistrarea și clasicarea – documentele sunt înregistrate în plaorma de gesonare a solicitărilor,
QDesk, și clasicate în funcție de pologia solicitării (ofertare, contractare, intermedierea relației
cu Operatorul de Distribuție, facturare, creanțe etc.)
• Analiză internă – situația este analizată de responsabilul alocat din cadrul Serviciului de Relații cu
Clienții și Reclamații care, în colaborare cu alte servicii (Contractare Casnic, Contractare Business,
Facturare, Recuperare Creanțe etc.) și se ocupă de gesonarea cazului.
• Formularea și transmiterea răspunsului - răspunsul este elaborat în conformitate cu cadrul legal și
procedurile interne și este transmis atât clientului, cât și autorității în termenul solicitat de către
aceasta.
Interacțiunile cu autoritățile se desfășoară:
• connuu, în funcție de sesizările sau solicitările primite din partea autorităților;
• ocazional, în cadrul acțiunilor de control.
Eciența procesului de gesonare a solicitărilor provenite de la autorități este evaluată prin indicatori
operaționali precum:
• respectarea termenelor de răspuns solicitate de autorități;
• numărul de cazuri soluționate în termenul stabilit;
• rata de conrmare a conformității răspunsurilor (lipsa solicitărilor suplimentare primite din partea
autorității);
• analiza pologiilor de sesizări pentru idencarea cauzelor recurente.
Rezultatele analizelor sunt ulizate pentru ajustarea proceselor interne, dacă situația o impune, și pentru
îmbunătățirea relației cu clienții/autoritățile.
Exemple concrete de măsuri implementate care au rezultat în urma interacțiunilor cu autoritățile:
• Colectarea prin intermediul unui singur canal de comunicare (clien@hidroelectrica.ro) a tuturor
solicitărilor primite din partea autorităților.
• Actualizarea și dezvoltarea modului WIKI existent în Qdesk, acesta ind disponibil specialișlor din
cadrul Serviciului de Relații cu Clienții și Reclamații. WIKI reprezintă o funcționalitate adaptată
Serviciului de Realații cu Clienții și Reclamații unde se găsesc modurile și instrucțiunile de lucru,
precum și procedurile interne aplicabile.
• Monitorizarea connuă a reclamațiilor și transmiterea nevoilor de implementare în sistemele
informace a dezvoltărilor care reduc movele reclamațiilor depuse de clienți.
• Implementarea formularului unic de contact și opmizarea portalului de contractare pus la
dispoziția clienților, precum și portalul de actualizare a datelor contractuale.
257
Eciența acestor mecanisme de colaborare este evaluată prin monitorizarea modului de soluționare a
solicitărilor și sesizărilor transmise prin intermediul autorităților, respectarea termenelor legale de răspuns
și analiza eventualelor recomandări sau măsuri dispuse de autoritățile competente.
Principalele canale de comunicare:
• Website-ul companiei
• Centrele de relații cu clienții: Program de lucru cu publicul
• E-mail: clien@hidroelectrica.ro contractare.business@hidroelectrica.ro
• Call Center: 021 9834, 021 9861 – dedicat solicitărilor generale primite din partea clienților
Hidroelectrica
• Call Center: 0800 800 359 – dedicat transmiterii indexului autocit în intervalul dedicat
• Portalul de contractare (dedicat clienților casnici, respecv non-casnici)
• Portalul de actualizare date cu caracter personal (dedicat clienților casnici)
• Aplicația mobilă iHidro (permite Plata facturilor (doar pentru clienții casnici), folosind un card
bancar/Google Pay/Apple Pay, Monitorizarea consumului, Gesonarea locurilor de consum,
Vizualizarea facturilor, Transmiterea indexului în perioada alocată
• Canalele de social media
• Sistem de feedback online (formulare sau sondaje)
Responsabilitatea operațională pentru asigurarea colaborării cu consumatorii nali revine Departamentului
de Furnizare, prin Serviciul Relații cu Clienții și Reclamații, care gesonează interacțiunile curente cu clienții,
inclusiv solicitările, sesizările și feedback-ul acestora.
La nivel de conducere, responsabilitatea pentru supravegherea acestei acvități și integrarea rezultatelor
acesteia în procesele operaționale și comerciale revine conducerii execuve responsabile de segmentul de
furnizare, respecv membrului Directoratului responsabil de acvitatea de furnizare a energiei electrice.
Acesta asigură implementarea măsurilor necesare pentru îmbunătățirea connuă a relației cu clienții și
adaptarea proceselor operaționale, în conformitate cu strategia și obligațiile legale aplicabile.
Hidroelectrica SA are stabilit un cadru clar de monitorizare, prin realizarea de rapoarte trimestriale privind
sasfacția clienților nali. Această abordare sistemacă permite un proces connuu de analiză, ajustare și
consolidare a relației cu clienții. În completarea acestora, pentru o imagine de ansamblu mai coerentă și
relevantă, sunt întocmite și rapoarte semestriale, precum și un raport anual nal, care sintezează evoluțiile
și tendințele înregistrate pe parcursul întregului an. În urma acestui proces au fost luate o serie
decizii/îmbunătățiri, cum are :
• Creșterea numărului de campanii de informare prin email markeng
• Reorganizarea și simplicarea informației prezentate pe pagina de internet, www.hidroelectrica.ro,
și in ofertele comerciale
• Crearea unor ghiduri pentru diversele instrumente puse la dispoziția clienților.
• Opmizarea aplicației iHidro: o interfață mai prietenoasă, navigare mai clară.
La sfârșitul anului 2025, în urma sondajului de sasfacția clientului, transmis către un eșanon de clienți
casnici, a rezultat un Net Promoter Score (NPS) în valoare de 64,2 puncte din maximul de 100, ce
demonstrează că serviciile și produsele oferite generează o percepție pozivă.
NPS (Net Promoter Score) este o valoare numerică, exprimată ca un scor întreg, și poate  interpretat in
context, ca o măsură a sasfacției și loialității clienților. Un scor de peste 50, este catalogat cu calicavul
Excelent și arată o loialitate și o sasfacție foarte bune ale clienților.
De asemenea, cu un procentaj de 75,3% promotori dominanți (procentajul clienților care au completat
chesonarul de evaluare a sasfacției clienților și au oferit nota maximă 5 la întrebarea: „Cât de probabil
258
este să recomandați Hidroelectrica altor persoane?”), se poate concluziona existența unei baze solide de
clienți.
Reclamațiile din partea clienților sunt gesonate în cadrul Departamentului de Furnizare, Serviciul de Relații
cu Clienții și Reclamații conform Ordinului ANRE 83/2021. Acest ordin aprobă procedura-cadru privind
obligația furnizorilor de energie electrică și gaze naturale de soluționare a plângerilor clienților nali.
Procedura detaliază înregistrarea, invesgarea, soluționarea și raportarea reclamațiilor formulate de
furnizori și consumatori. Toate aceste acvități sunt integrate în procesul „Analiza și soluționarea
reclamațiilor clienților nali”.
Personalul implicat în colaborarea cu consumatorii nali, în special din cadrul Departamentului de Furnizare
și al Serviciului Relații cu Clienții și Reclamații, beneciază de instruire periodică și acvități de consolidare
a capacităților, care includ aspecte privind cadrul legal și de reglementare aplicabil (inclusiv cerințele ANRE),
ulizarea sistemelor informace dedicate gesonării relației cu clienții, precum și bune pracci privind
comunicarea cu clienții și soluționarea reclamațiilor. Aceste acvități contribuie la asigurarea unui nivel
adecvat de competență pentru gesonarea ecientă și conformă a interacțiunilor cu consumatorii nali.
Perspecvele consumatorilor sunt integrate în procesele operaționale și comerciale ale Grupului
Hidroelectrica prin analiza sesizărilor, solicitărilor și feedback-ului primit prin canalele dedicate. De exemplu,
în perioada de raportare, feedback-ul consumatorilor a contribuit la îmbunătățirea funcționalităților
portalului online și a aplicației mobile, facilitând accesul la informațiile privind contractele, facturile și
consumul de energie. De asemenea, analiza reclamațiilor a condus la opmizarea proceselor interne de
facturare și comunicare cu clienții, contribuind la reducerea riscului de erori și la îmbunătățirea
transparenței în relația cu consumatorii.
În cadrul acvității de furnizare a energiei electrice, Grupul Hidroelectrica ia în considerare și perspecvele
consumatorilor nali care pot  considerați vulnerabili, inclusiv consumatori vulnerabili din punct de vedere
nanciar sau medical, în conformitate cu legislația națională aplicabilă privind protecția consumatorului
vulnerabil.
Consumatorii vulnerabili pe criterii de venit sunt idencați pe baza listelor transmise de autoritățile
administrației publice locale, în conformitate cu legislația aplicabilă privind acordarea ajutoarelor pentru
încălzirea locuinței și a suplimentului pentru energie. Aceș consumatori sunt marcați corespunzător în
sistemele interne de facturare, iar facilitățile prevăzute de legislație (de exemplu suplimentul pentru energie
sau ajutorul pentru încălzire în sezonul rece) sunt aplicate în conformitate cu informațiile primite de la
autoritățile competente. De asemenea, consumatorii pot  încadrați ca vulnerabili din move medicale, pe
baza documentației medicale depuse. În aceste situații, statutul este înregistrat în sistemele interne și
comunicat operatorului de distribuție, care aplică obligațiile specice prevăzute de cadrul de reglementare
(de exemplu restricții privind deconectarea sau măsuri pentru asigurarea connuității alimentării).
Pentru a asigura accesibilitatea informațiilor și interacțiunilor cu consumatorii, compania ulizează mai
multe canale de comunicare, inclusiv centre de relații cu clienții, call center, comunicare prin e-mail sau
corespondență poștală, precum și informații dedicate publicate pe website-ul companiei privind drepturile
și facilitățile aplicabile consumatorilor vulnerabili.
Procese de remediere a impacturilor negave și canalele prin care consumatorii și ulizatorii nali își pot
exprima preocupările
S4-3
Hidroelectrica S.A. pune la dispoziția consumatorilor și ulizatorilor nali canale dedicate prin care aceșa
pot transmite sesizări, reclamații sau preocupări legate de serviciile furnizate, inclusiv legate de protecția
datelor cu caracter personal. Aceste canale permit idencarea mpurie a potențialelor impacturi negave,
precum lipsa de transparență, erori de procesare sau întârzieri în soluționarea solicitărilor, precum și
259
idencarea incidentelor sau riscurilor operaționale care pot afecta consumatorii, reprezentând un punct
de pornire pentru măsuri corecve și de prevenție.
Sesizările și reclamațiile primite sunt analizate și gesonate în cadrul proceselor interne aplicabile, în
vederea claricării situațiilor semnalate și, după caz, remedierii impacturilor idencate. În situațiile în care
sunt idencate incidente sau riscuri recurente, acestea sunt documentate și integrate în procesele de
îmbunătățire connuă, asel încât măsurile adoptate să prevină reapariția unor probleme similare. Toate
acțiunile de remediere sunt derulate cu respectarea cadrului legal aplicabil și a reglementărilor interne în
vigoare. În cazul în care sesizările sau invesgațiile interne indică riscuri sistemice sau incidente de securitate
a datelor cu caracter personal, acestea sunt analizate pentru a determina cauzele și pentru a fundamenta
măsuri de remediere și instruire suplimentară.
Pentru a sprijini prevenirea incidentelor și consolidarea unei culturi organizaționale orientate spre protecția
datelor, Hidroelectrica S.A. implementează măsuri de instruire și conșenzare adresate angajaților. În anul
2025 au fost organizate 9 sesiuni de instruire cu temacă specică protecției datelor cu caracter personal,
adresate atât întregului personal, cât și angajaților implicați direct în procese operaționale care presupun
prelucrarea datelor clienților. De asemenea, noii angajați beneciază de instruire privind protecția datelor
cu caracter personal la momentul angajării. Aceste sesiuni au avut rolul de a crește nivelul de conșenzare
și responsabilizare a personalului în ceea ce privește protecția datelor și au fost dezvoltate inclusiv ca
răspuns la riscuri sau incidente idencate anterior în acvitatea operațională.
Eciența măsurilor de instruire este evaluată prin indicatori precum frecvența incidentelor de securitate a
datelor, nivelul de conformitate observat în cadrul controalelor interne și feedback-ul parcipanților la
instruiri. Hidroelectrica S.A. menține mecanisme de protecție împotriva represaliilor, asel încât angajații
pot raporta incidente, riscuri sau nereguli fără teama unor consecințe negave, facilitând idencarea
mpurie a problemelor și îmbunătățirea connuă a proceselor.
În ceea ce privește gesonarea solicitărilor și reclamațiilor primite din partea clienților nali, Hidroelectrica
SA are un sistem de înregistrare, analiză și soluționare a acestora, care pot  înregistrate prin intermediul
canalelor de comunicare mai sus-menționate și care sunt abordate direct de către Hidroelectrica SA. În
același mp, la nivelul Serviciului de Relații cu Clienții și Reclamații sunt implementate mecanisme de
evaluare a calității răspunsurilor oferite clienților, precum și instrumente puse la dispoziția consultanților
(librărie de moduri de lucru, uxuri operaționale, modele de răspuns).
Procesul de gesonare a reclamațiilor este unul connuu, ind realizat prin canalele de relații cu clienții
(Call Center, e-mail, portal online, formular de contact, centre de relații cu clienții). Solicitările sunt
înregistrate și procesate zilnic în plaorma de gesonare a solicitărilor și reclamațiilor, QDesk.
Procesul de remediere include următoarele etape:
• înregistrarea și clasicarea solicitării în funcție de problemacă;
• analiza cazului prin vericarea datelor contractuale și a informațiilor din sistemele operaționale;
• idencarea soluției și implementarea măsurilor corecve, dacă este cazul;
• comunicarea răspunsului către client și închiderea cazului;
• analiza ulterioară a pologiilor de reclamații, pentru idencarea cauzelor recurente.
Analiza datelor agregate privind reclamațiile se realizează periodic (lunar, semestrial și anual), inclusiv prin
raportările prevăzute de reglementările ANRE.
Eciența mecanismului este evaluată prin indicatori precum:
• respectarea termenelor de răspuns;
• rata de soluționare a reclamațiilor în termen;
• evoluția volumului de reclamații pe problemaci/servicii gesonare;
260
Datele colectate în urma analizei cazurilor întâlnite și a indicatorilor de performanță sunt ulizate pentru
ajustarea proceselor operaționale, actualizarea procedurilor interne, elaborarea planurilor de training
pentru personalul care se ocupă de gesonarea solicitărilor și reclamațiilor clienților.
În urma analizei pologiilor de reclamații și a situațiilor operaționale idencate, la nivelul Serviciului de
Relații cu Clienții și Reclamații se organizează sesiuni de training, feedback-uri individuale, cu scopul de a
preveni apariția unor situații similare.
Aceste modalități de instruire reprezintă o măsură de remediere indirectă, ind orientate către:
• claricarea cadrului legislav aplicabil;
• claricarea modurilor de lucru și a procedurilor interne;
• îmbunătățirea comunicării cu clienții;
• uniformizarea modului de aplicare a procedurilor interne pe toate canalele de comunicare.
Societatea evaluează lunar încrederea consumatorilor în canalele de comunicare prin sondaje și analiza
scorului NPS (Net Promoter Score). Chesonarele pentru evaluarea sasfacției clienților sunt trimise lunar,
în cadrul campaniilor de nocare pentru prelungirea contractelor.
Societatea a întâmpinat dicultăți în facturare în anii precedenți, dar a depus eforturi considerabile pentru
implementarea sistemelor de facturare și CRM (Customer Relaonship Management), precum și pentru
interconectarea sistemelor informace. Aceste eforturi au dus la o scădere a numărului de reclamații și a
amenzilor din partea ANRE.
La nivelul Departamentului Furnizare, Comparmentul Dezvoltare Procese, implementează periodic
îmbunătățiri tehnice ale sistemelor informace ulizate în procesele operaționale (de exemplu: portalul de
contractare, portalul de actualizare date clienți, SAP, interconectarea sistemelor interne), în scopul
opmizării gesonării relației cu clienții și reducerii riscului de apariție a incidentelor.
Aceste măsuri sunt inițiate în urma:
• analizelor interne privind procesele operaționale;
• idencării unor disfuncționalități sau limitări ale sistemelor existente;
• analizei pologiilor de reclamații și solicitări ale clienților.
Impactul măsurilor este evaluat prin:
• monitorizarea evoluției volumului de solicitări și reclamații asociate;
• analiza mpilor de procesare a solicitărilor;
• evaluarea stabilității și funcționalității sistemelor informace.
Hidroelectrica SA asigură un proces structurat de gesonare a plângerilor clienților nali, inclusiv prin
publicarea de rapoarte periodice pe site-ul ocial al companiei (secțiunea Raportări), în conformitate cu
prevederile Procedurii-cadru din 18 mare 2015 privind obligația furnizorilor de energie electrică și gaze
naturale de soluționare a plângerilor clienților nali, aprobată prin Ordinul ANRE nr. 16/2015, cu
modicările și completările ulterioare. Rapoartele semestriale includ:
• Numărul total al plângerilor
• Tipologia plângerilor (de exemplu, legate de calitatea serviciilor, întreruperi, erori de facturare etc.)
• Rezultatele analizei: ce măsuri au fost luate pentru a rezolva ecare p de plângere
• Stasci de performanță: inclusiv procentul de plângeri rezolvate în termenul legal.
Publicarea acestor informații contribuie la:
• creșterea transparenței privind modul de gesonare a solicitărilor clienților;
• informarea consumatorilor cu privire la pologiile de solicitări și modul de soluționare;
• consolidarea încrederii în mecanismele de depunere și gesonare a reclamațiilor.
Eciența acestui mecanism este evaluată indirect prin monitorizarea evoluției volumului de reclamații,
numărului de compensații plăte clienților și prin indicatorii de sasfacție a clienților.
261
Societatea ia măsuri ca ecare plângere să e tratată cu seriozitate și soluționată în termenul legal, conform
Standardului de performanță privind acvitatea de furnizare energie, în funcție de categoria la care clienții
se încadrează. Indicatorul de performanță pentru soluționarea solicitărilor clienților nali este denit asel:
Număr solicitări cu respectarea indicatorului de performanță (conform legislației în vigoare)/Număr total
solicitări > 80%. În anul 2025, Hidroelectrica SA a fost evaluată pe baza indicatorilor de performanță aplicați
acvității de furnizare a energiei electrice, în conformitate cu Ordinul ANRE nr. 83/2021 privind aprobarea
Standardului de performanță pentru acvitatea de furnizare a energiei electrice/gazelor naturale. Pe
parcursul celor patru trimestre de raportare, societatea a obținut un scor mediu de 4,725 puncte din
maximum 5 puncte, ceea ce conrmă ecacitatea mecanismelor implementate pentru gesonarea relației
cu consumatorii și soluționarea solicitărilor acestora.
Deși NPS reectă în principal percepția generală asupra experienței clienților, rezultatele acestuia pot oferi
indicii și asupra nivelului de încredere în procesele de relaționare cu furnizorul, inclusiv în mecanismele de
gesonare a solicitărilor și reclamațiilor.
Analiza rezultatelor NPS este ulizată împreună cu alți indicatori operaționali (ex. volumul reclamațiilor,
mpii de răspuns) pentru idencarea oportunităților de îmbunătățire a proceselor și a experienței
clienților.
Adoptarea de măsuri cu privire la impacturile semnicave asupra consumatorilor și ulizatorilor nali
și abordări pentru gesonarea riscurilor semnicave și urmărirea oportunităților semnicave legate
de consumatori și ulizatori nali, precum și ecacitatea acestor măsuri
S4-4
Nu au fost stabilite acțiuni specice aliniate standardului de raportare ESRS (ESRS 2 MDR-A) în ceea ce
privește gesonarea impacturilor asupra consumatorilor și ulizatorilor nali. Măsurile prezentate mai jos
reprezintă mecanisme operaționale și proceduri interne implementate în cadrul acvităților curente ale
companiei pentru gesonarea relației cu clienții și pentru soluționarea sesizărilor acestora.
Hidroelectrica SA a idencat riscurile și oportunitățile relevante pentru acvitatea curentă în ceea ce
privește relația cu clienții, a alocat resurse pentru a le aborda și adoptă măsuri pentru a gesona impactul
asupra clienților, inclusiv implementarea de canale de comunicare accesibile, precum call center-ul și
Formularul Unic de Contact. Acestea permit clienților să acceseze informații și să-și exprime preocupările.
De asemenea, prin procedura M01.021 Analiza. Soluționare, raportare averzor în interes public, se
garantează dreptul oricărui client de a semnala și raporta orice încălcare a legii sau normelor ece (inclusiv
legate de discriminare), iar compania are denit cadrul necesar raportării și responsabilitățile companiei
pentru soluționarea acestora.
Dacă un client, dorește să comunice o încălcare a legii sau a normelor de comportament ec, în calitate de
averzor in interes public, inclusiv în mod anonim, trebuie să transmită o raportare în scris la adresa
comportament.ec@hidroelectrica.ro. Pentru a se realiza o soluționare imediata și completă, ecare
raportare trebuie sa conțină elemente de idencare concrete în ceea ce privește fapta care
reprezintă/poate reprezenta o încălcare a legii sau a normelor de comportament ec, data/perioada,
persoana/persoanele implicate, documente suport, alte detalii cu privire la sesizare.
Fiecare raportare este analizată conform procedurii interne, respecv primirea sesizării va  conrmată
averzorului în interes public într-un termen de cel mult 7 zile de la primirea acesteia. Averzorul în interes
public va  informat cu privire la stadiul acțiunilor subsecvente în termen de cel mult 3 luni de la data
conrmării de primire și, ulterior, ori de cate ori sunt înregistrate evoluții in desfășurarea acțiunilor
subsecvente, până la soluționarea raportării, cu excepția cazului în care informarea ar putea periclita
desfășurarea acestora.
262
Consiliul de Supraveghere / Directoratul Hidroelectrica vor  informați cu privire la rezultatul analizei
raportării la nalizarea acesteia.
Societatea îmbunătățește transparența informațională și remediază deciențele pentru a oferi servicii mai
bune și dezvoltă soluții tehnologice și infrastructura necesară cerințelor pieței. Resursele sunt concentrate
în departamentele de Furnizare și IT pentru implementarea ecientă a acțiunilor.
Dintre acțiunile ulterioare și metodele de îmbunătățire a relației cu clienții și a gradului de sasfacție a
clienților, se menționează:
1) Îmbunătățirea comunicării cu clienții, asigurând-se ca ecare client primește informații clare și corecte
despre serviciile și beneciile Hidroelectrica SA,
2) Consolidarea relației cu clienții promotorii care sunt deja mulțumiți, asigurând-se că experiența lor
rămâne pozivă și că recomandă acv serviciile noastre,
3) Gesonarea rapidă a feedback-ului negav primit, analizând cu atenție răspunsurile detractorilor și
rezolvarea problemelor idencate cât mai repede.
4) Revizuirea procesele interne pentru a elimina blocajele și pentru a livra o experiență mai rapidă și mai
plăcută. O simplicare a interacțiunilor cu clienții poate îmbunătăți percepția acestora asupra companiei
noastre.
Acțiunile de îmbunătățire prezentate mai sus nu derivă exclusiv din ulizarea formularului unic de contact.
Acesta este ulizat în principal pentru transmiterea și gesonarea reclamațiilor și solicitărilor clienților.
Idencarea acțiunilor de îmbunătățire a relației cu clienții se bazează pe analiza integrată a informațiilor
provenite din mai multe surse, inclusiv reclamațiile și solicitările primite prin formularul unic de contact,
interacțiunile prin call center și centrele de relații cu clienții, solicitările transmise prin e-mail sau portalurile
online, precum și analiza indicatorilor operaționali privind gesonarea relației cu clienții.
Aceste informații sunt ulizate pentru idencarea problemelor recurente și pentru îmbunătățirea
proceselor interne, a comunicării cu clienții și a funcționalităților plaormelor digitale ulizate în relația cu
consumatorii.
Protecția datelor cu caracter personal reprezintă, de asemenea, un element relevant în gesonarea
impacturilor asupra consumatorilor și ulizatorilor nali, având în vedere că acvitățile de contractare,
furnizare și facturare a energiei electrice implică prelucrarea datelor cu caracter personal ale acestora.
Societatea implementează măsuri tehnice și organizatorice adecvate pentru protecția datelor cu caracter
personal ale clienților, în conformitate cu cerințele cadrului legal aplicabil, în vederea prevenirii și limitării
riscurilor asociate prelucrării datelor și reducerii potențialelor impacturi negave asupra consumatorilor.
Măsurile adoptate sunt revizuite și consolidate periodic, în funcție de evoluțiile tehnologice, de natura
acvităților desfășurate și de experiența operațională, inclusiv pe baza incidentelor sau riscurilor
idencate, cu scopul îmbunătățirii connue a mecanismelor de protecție a datelor.
În cursul anului 2025, Hidroelectrica SA a nocat către Autoritatea Națională de Supraveghere a Prelucrării
Datelor cu Caracter Personal un număr de 5 încălcări ale securității datelor cu caracter personal. Majoritatea
acestor incidente au fost asociate unor erori umane în acvități operaționale curente, iar un incident a avut
cauze de natură tehnică. Societatea a implementat ulterior măsuri tehnice și organizatorice suplimentare
pentru reducerea riscului de apariție a unor situații similare, precum instruirea suplimentară a personalului
privind protecția datelor cu caracter personal și consolidarea controalelor interne privind transmiterea și
accesul la date. Incidentele de securitate a datelor cu caracter personal menționate mai sus sunt tratate în
cadrul mecanismelor de conformitate privind protecția datelor și nu sunt considerate incidente grave
privind drepturile omului în relația cu consumatorii sau ulizatorii nali.
263
În perioada de raportare nu au fost idencate sau raportate incidente grave privind drepturile omului în
legătură cu consumatorii sau ulizatorii nali ai Hidroelectrica S.A.
Conducerea Hidroelectrica S.A. este informată periodic cu privire la acvitățile și măsurile implementate în
domeniul protecției datelor cu caracter personal, prin intermediul raportărilor interne, în vederea asigurării
unei abordări adecvate la nivel de guvernanță.
Acțiunile întreprinse de companie derivă din acvitățile sale operaționale curente și din strategia de afaceri
existentă. Corelarea explicită a acestora cu impacturile, riscurile și oportunitățile idencate în analiza de
materialitate urmează să e consolidată în cadrul procesului de elaborare și implementare a noii Strategii
de sustenabilitate.
Ținte legate de gesonarea impacturilor negave semnicave, de promovarea impacturilor pozive și
de gesonarea riscurilor și a oportunităților semnicave
S4-5
Nu au fost stabilite ținte aliniate standardului de raportare ESRS pentru impacturile, riscurile și
oportunitățile (IRO) idencate în legătură cu consumatorii și ulizatorii nali. Obiecvele, țintele și
indicatorii specici aliniați cu IRO materiale idencate vor  stabiliți odată cu adoptarea noii Strategii de
sustenabilitate, după nalizarea procesului de revizuire a standardelor ESRS.
Indicatorii de performanță monitorizați în prezent sunt rezultați din strategia de afaceri a companiei.
Pentru acvitatea curentă, pentru gesonarea ecientă a relației cu clienții, Hidroelectrica SA a
implementat o serie de indicatori calculați și publicați în ecare trimestru. Acest raport poate  regăsit pe
website-ul Societății, la secțiunea Indicatori de performanță și cuprinde:
• Timpul de răspuns la solicitări: Include mpul de răspuns la solicitări de transmitere a unei oferte,
încheierea unui contract, modicarea unui contract, și altele.
• Compensații și penalizări: Documentul detaliază numărul și valoarea compensațiilor plăte pentru
nerespectarea nivelurilor garantate ale indicatorilor de calitate, precum și dobânzile penalizatoare.
• Apeluri telefonice: Se analizează numărul de apeluri telefonice efectuate prin call-center și mpul
de preluare de către un operator uman.
În anul 2025, a fost implementat formularul unic de contact, disponibil clienților casnici, asociațiilor de
proprietari si clienților business, acesta putând  accesat la adresa: hps://formularunic.hidroelectrica.ro/.
Prin intermediul acestui formular, clienții pot înregistra solicitări sau sesizări, ulizând datele de idencare
și descrierea situației cu care se confruntă. Solicitările sunt gesonate de specialiși Hidroelectrica SA prin
plaorma dedicată, în funcție de competențele ecăruia.
CONDUITA PROFESIONALĂ
ESRS G1
Rolul organelor de administrație, de conducere și de supraveghere
GOV 1
Acvitatea Grupului Hidroelectrica are la bază legislația națională, inclusiv: Legea nr. 31/1990 privind
societățile, republicată, cu modicările și completările ulterioare, Legea Energiei nr. 123/2012, Ordonanța
de urgență nr. 109/2011 privind guvernanța corporavă a întreprinderilor publice și cu legislația română
în vigoare, Legea nr. 24/2017 privind emitenții de instrumente nanciare și operațiuni de piață și Codul de
Guvernanță Corporavă al BVB, precum și Codul Ec al Grupului, care prevede policile și principii de
integritate, afaceri responsabile și transparente.
Experza organelor de administrație, de conducere și de supraveghere în ceea ce privește aspectele legate
de conduita profesională derivă din experiența profesională și competențele relevante ale membrilor
Consiliului de Supraveghere și ai Directoratului, în domenii precum guvernanță corporavă, management,
conformitate, control intern, audit și managementul riscurilor. Prin exercitarea atribuțiilor prevăzute de
cadrul de guvernanță corporavă al societății și prin acvitatea desfășurată în cadrul structurilor de
conducere și al comitetelor consultave, membrii acestor organe contribuie la supravegherea respectării
principiilor de integritate, ecă și conduită responsabilă în cadrul Grupului Hidroelectrica.
Rolul și competențele Directoratului și Consiliului de Supraveghere sunt prevăzute în Actul Constuv
precum și prin Regulamentul de Organizare si Funcționare a Directoratului, respecv Regulamentul de
Organizare si Funcționare a Consiliului de Supraveghere.
Principalele atribuții ale Consiliului de Supraveghere, denite în Actul Constuv, cu privire la aspecte de
conduita profesionala includ:
• exercită controlul permanent asupra conducerii Societății efectuate de către Directorat;
• verică conformitatea cu legea, cu Actul Constuv și cu hotărârile Adunării Generale a Acționarilor
a operațiunilor de conducere a Societății;
• raportează Adunării Generale a Acționarilor cu privire la acvitatea de supraveghere desfășurată;
• elaborează propunerea pentru componenta de administrare a Planului de administrare;
• aprobă Planul de Administrare în integralitatea sa, inclusiv componenta de management elaborată
de Directorat;
• aproba strategiile si policile Societății elaborate de către Directorat.
La nivelul Consiliului de Supraveghere au fost constuite următoarele comitete cu rol consultav:
• Comitetul de Nominalizare și Remunerare;
• Comitetul de Audit - este însărcinat cu monitorizarea respectării Codului de conduita;
• Comitetul de Gesonare a Riscurilor; și
• Comitetul de Guvernanta si Sustenabilitate.
Principalele atribuții ale Directoratului, denite în Actul Constuv, includ elaborarea și implementarea
strategiilor și policilor Societății, inclusiv a celor referitoare la conduita profesională.
265
Membrii Consiliului de Supraveghere și membrii Directoratului cunosc și aplică normele legale și
standardele internaționale privind eca și conduita profesională, precum și principiile de guvernanță
privind transparența, responsabilitatea și corectudinea. De asemenea, aspecte privind eca, integritatea
și guvernanța au fost luate în considerarea în procesul de selecție a membrilor Consiliului de Supraveghere
și a membrilor Directoratului drept criteriu de selecție, așa cum reiese din Scrisoarea de Așteptări la nivelul
Hidroelectrica SA punctul VII – Elemente privind eca, integritatea și guvernanța corporavă.
Descrierea proceselor de idencare și de evaluare a impacturilor, a riscurilor și a oportunităților
semnicave
ESRS 2, IRO 1
Grupul Hidroelectrica are implementat un sistem de management al riscurilor cu scopul de a le idenca,
gesona, preveni sau menține în limite acceptabile și îmbunătățire.
La Hidroelectrica SA sunt implementate proceduri pentru analiza, idencarea și gesonarea impacturilor
și a riscurilor legate de conduita profesională, conform reglementărilor legale specice. Aceste proceduri
includ aplicarea Strategiei Naționale Ancorupție, standardului SR ISO 37001 pentru Sisteme de
Management An-Mită și Ghidului de Bune Pracci privind Controalele Interne, Eca și Conformitatea
emis de OCDE. Începând cu septembrie 2021, Hidroelectrica SA a obținut cercarea conformității c u
cerințele SR ISO 37001. Aceste polici și proceduri aferente sistemului de management an-mită urmează
a  formal aliniate cu Convenția Națiunilor Unite privind corupția la nivel de grup. Pentru alinarea acestora
s-a decis așteptarea noilor standarde revizuite ESRS pentru a asigura includerea tuturor aspectelor
relevante acvității Grupului. Chiar dacă la momentul prezentului raport nu există elaborate proceduri ca
urmare directă a IRO-urilor de conduită profesională ă idencate pentru entățile grupului,
Hidroelectrica SA are deja o serie de proceduri implementate. Specic, evaluarea riscurilor în cadrul
Hidroelectrica SA se efectuează în baza procedurilor interne M05.001 - Actualizarea clasicării riscurilor la
nivelul Hidroelectrica, M05.010 - Denirea instrumentelor de evaluare a riscurilor, M05.801 - Evaluarea
riscurilor unui proces, M05.890 - Monitorizarea și revizuirea riscurilor unui proces, M05.901 -
Administrarea Registrului Riscurilor și M05.910 - Determinarea prolului de risc conform OSGG 600/2018
privind aprobarea Codului controlului intern managerial al entăților publice.
Analiza și detalierea riscurilor atașate obiecvelor Hidroelectrica SA se realizează prin intermediul grupei
de procese M05-Risc corporav, pe baza metodologiilor recomandate de Ordinul Secretariatului General
al Guvernului nr 600/2018 privind aprobarea Codului controlului intern managerial al entăților publice și
de standardul ISO 31000 privind managementul riscurilor.
Comisia de monitorizare a portofoliului de procese și a sistemului de control intern managerial are, printre
atribuțiile sale, și responsabilități cu privire la sistemul de administrare a riscului adoptat de Societate,
respecv idencă, analizează, evaluează, monitorizează și raportează riscurile idencate, planul de
măsuri de atenuare sau ancipare a acestora, alte măsuri luate de conducerea execuvă, efectuează o
evaluare anuală a sistemului de control intern și prezintă rapoarte relevante în atenția Directoratului.
266
Această comisie va avea sarcina de a încorpora IRO-urile asociate Conduitei Profesionale rezultate din
analiza dublei materialități efectuate în Registrul de Riscuri.
Hidroserv - în cadrul sistemului de management integrat calitate-mediu-SSM cercat conform cerințelor
standardelor SR EN ISO 9001:2015, SR EN ISO 14001:2015 si SR EN ISO 45001:2023, compania a stabilit o
metodologie de determinare și tratare a riscurilor și oportunităților. Riscurile cu nivelul de risc peste limita
acceptată sunt incluse într-un plan de tratare a riscurilor si se stabilesc măsuri de tratare care vor 
implementate de ecare Șef de serviciu responsabil cu gesonarea riscului. Anual, Registrul de riscuri și
Planul de tratare a riscului sunt analizate și revizuite, putând  idencate noi riscuri și refăcută clasicarea
riscurilor existente, în funcție de probabilitatea și impactul acestora. IRO-urile asociate Conduitei
Profesionale rezultate din analiza dublei materialități efectuată urmează a  incorporate în registru și
planul Hidroserv.
În cadrul UCMH există proceduri de idencare și gesonare a riscurilor operaționale integrate în sistemul
de management al calității, mediului și sănătății și securității în muncă, cercat conform standardelor ISO
9001:2015, ISO 14001:2015 și ISO 45001:2018.
În cadrul procesului „Managementul riscului și stabilirea obiecvelor”, cod 5.06, sunt aplicate proceduri
specice pentru idencarea, evaluarea și tratarea riscurilor și oportunităților în domeniile calitate, mediu
și SSM.
În prezent, UCMH nu dispune încă de un sistem integrat de management al riscului la nivel organizațional,
acesta urmând a  dezvoltat în perioada următoare. La nivelul Hidroelectrica SA, funcționează un Comitet
de Audit, comitet constuit la nivelul Consiliul de Supraveghere, precum și un Departament de Audit
Intern, care efectuează audituri periodice pentru a se asigura că toate acvitățile respectă standardele de
integritate și ecă.
În cadrul procesului de analiză a dublei materialități au fost considerate următoarele criterii relevante
pentru idencarea IRO-urilor legate de conduita profesională:
Locația: Analizele de dublă materialitate au luat în considerare sucursalele Hidroelectrica (Porțile de Fier,
Hațeg, Bistrița, Curtea de Argeș, Râmnicu Vâlcea, Cluj, Sebeș, Wind și Executiv) și cele două filiale
(Hidroserv si UCMH) ținând cont de reglementările și specificități locale.
Activitatea: Au fost evaluate toate segmentele operaționale ale Grupului Hidroelectrica (producția de
energie electrică, furnizarea de energie electrică, mentenanța și construcție/ modernizare de
echipamente hidroenergetice). În procesul de evaluare, este inclus și lanțul de aprovizionare și
operațiunile interne.
Sectorul: Grupul Hidroelectrica își poziționează analiza riscurilor la cerințele autorităților naționale și
internaționale privind integritatea și comportamentul etic.
Relații comerciale: În cadrul relațiilor comerciale și parteneriatelor cu alte companii și entități, sunt
evaluate riscurile de neconformitate contractuală, precum și oportunitățile de extindere și inovare.
Tabelul de mai jos prezintă IRO-urile aferente anului 2025 legate de conduita profesională rezultate din
analiză ca IRO-uri materiale.
267
Conduita
profesională
(în afaceri)
Impact
Localizare pe lanțul
valoric
Risc / Oportunitate (R/O)
Cultura
organizațională
Impact poziv prin prisma
dezvoltării unei culturi
organizaționale echitabile si
sănătoase și elaborarea
codurilor de eca pentru
companiile Grupului
Hidroelectrica
Operațiuni proprii,
Amonte
Oportunitate: îmbunătățirea proceselor și
procedurilor interne în vederea asigurării unui
management ecient al acvității societății,
precum și asigurarea remunerației echitabile,
asigurarea condițiilor de muncă, contribuie la
execuția planului de dezvoltare a societății,
implicit la stabilitatea nanciară.
Protecția
averzorilor
Impact poziv: compania
poate dezvolta mecanisme de
protecție a averzorilor care
au un impact poziv in
prevenirea mpurie a
potențialelor incidentelor
legate de integritate,
Operațiuni proprii,
Amonte
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
Gesonarea
relațiilor cu
furnizorii, inclusiv
praccile de plată
Impact potențial negav
moderat dacă nu sunt
respectate procedurile interne
în relația cu furnizorii, inclusiv
dacă nu sunt efectuate plățile
în mp ul.
Impact potențial negav
asupra relației cu furnizorii si a
stabilității lanțului de
aprovizionare.
Impact potențial negav
asupra puterii de negociere si
a mpului de nalizare a
lucrărilor.
Operațiuni proprii,
Amonte
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
Corupția și darea
de mită
Impact negav moderat dacă
nu sunt respectate codurile și
procedurile interne cu privire
la corupția și darea de mită cu
efecte asupra mediului /
societății legate de reducerea
încrederii in instuții,
distorsionarea compeției si
perpetuarea inegalităților
sociale.
Operațiuni proprii,
Amonte
Nu sunt idencate riscuri sau oportunități
materiale
Subiect adițional –
Securitate digitală
Impact
Localizare pe lanțul
valoric
Risc / Oportunitate (R/O)
Protecția datelor
informace
Impact potențial negav
moderat în caz de incidente
sau accidente legate de
securitatea datelor
informace. Expunerea
Operațiuni proprii
Riscul nanciar este legat de securitatea
datelor tehnice - servicii esențiale în producția
de energie electrică. In cazul unor incidente
pot  afectate atât veniturile cât și costurile de
remediere. Riscul de compromitere a datelor
268
datelor personale implică
riscuri majore de securitate și
nanciare, principalele
pericole ind furtul de
identate, fraudele nanciare
și exploatarea informațiilor în
scopuri infracționale.
clienților ca urmare a atacurilor cibernece, au
suplimentar efecte nanciare și reputaționale,
cu costuri suplimentare legate de potențiale
ligii, sau venituri reduse cauzate de
degradarea reputației.
Guvernare și practici de afaceri
Cultura corporavă și policile privind conduita profesională și cultura corporavă
ESRS G1-1
Angajații Grupului sunt informați cu privire la cerințele codurilor de ecă și conduită/ integritate la
momentul angajării. De asemenea, furnizorii Grupului, ca parteneri de lucru, se angajează prin contract să
respecte regulile de conduită profesională ale ecărei entăți din grup. Pentru susținerea implementării
policilor privind conduita profesională, societatea organizează sesiuni de instruire dedicate angajaților.
Aceste sesiuni au ca obiecv creșterea gradului de conșenzare a standardelor de ecă și integritate și
prevenirea riscurilor asociate comportamentelor neconforme.
Sesiunile de instruire sunt adresate întregului personal al societății, inclusiv personalului de conducere,
precum și angajaților implicați în procese sensibile din perspecva conformității (de exemplu: achiziții,
relații contractuale, acvități comerciale sau administrave). Instruirea se realizează periodic, inclusiv la
momentul angajării și prin sesiuni de actualizare organizate la nivelul societății.
Conținutul acestor sesiuni vizează, în principal principiile Codului Ec și regulile de conduită profesională,
prevenirea conictelor de interese, mecanismele de raportare a neregulilor și protecția averzorilor și
respectarea legislației aplicabile și a policilor interne privind integritatea. În ceea ce privește sesizările
privind încălcările codurilor de ecă, în anul 2025 au existat 3 sesizări la adresele de email menționate
anterior. Nu au existat sesizări care să indice posibile incidente de integritate în sensul legii nr. 361/2022.
Hidroelectrica SA
Hidroelectrica SA este listată la Bursa de Valori Bucureș (BVB) din anul 2023. În acest sens, s-a angajat să
respecte legislația pieței de capital, Legea nr. 24/2017 privind emitenții de instrumente nanciare și
operațiuni de piață și Regulamentul nr. 5/2018 emis de Autoritatea de Supraveghere Financiară, și să adere
la Codul de Guvernanță Corporavă al BVB. În prezent, Hidroelectrica SA a implementat o serie de polici
care acoperă aspectele de conduită menționate mai jos, în scopul alinierii la cerințele BVB. Anual
raportează modalitatea de conformare fata de Codul de Guvernanță al BVB prin declarația „Aplici sau
explici”, care se regăsește în Secțiunea Guvernanță Corporavă al Raportului Anual.
Sistemul de management al Hidroelectrica SA include un set de polici, regulamente și proceduri interne
care susțin implementarea principiilor de conduită profesională, integritate și conformitate la nivelul
269
organizației. Aceste documente stabilesc cadrul de guvernanță, mecanismele de control intern și procesele
operaționale prin care sunt gesonate riscurile asociate conduitei profesionale și sunt monitorizate
eventualele neconformități.
Sistemul de management al Hidroelectrica SA denește următoarele Proceduri de sistem și Regulamente
relevante pentru aspectele de conduită profesională și pentru gesonarea impacturilor, riscurilor și
oportunităților idencate în analiza de dublă materialitate:
• Procedura „Planicare strategică (M01.001)” – pentru stabilirea obiecvelor strategice ale
Societății și transpunerea acestora în obiecve ale departamentelor Societății;
• Polica Hidroelectrica; (M01.001 F2) - prin care sunt stabilite principale arii de interes ale
Societății, respecv comunicarea cu acționarii, îmbunătățirea nivelului de sasfacție a clienților,
respectarea drepturilor omului, aspecte sociale (relația cu proprii angajați și condițiile de lucru a
angajaților proprii), impacturile operațiunilor Societății asupra mediului, și corupția și darea de
mită;
• Regulament Sistem de management de sustenabilitate Hidroelectrica (M01.001 F3) – privind
angajamentele Hidroelectrica SA față de aspecte de sustenabilitate (resurse umane, siguranța și
sănătatea la locul de muncă, mediu / biodiversitate / schimbări climace, clienți/ comunități locale
și protejarea datelor cu caracter personal, precum și privind modalitatea de stabilire a obiecvelor
la nivel de departament pentru aspectele menționate;
• Regulament de Organizare și funcționare Hidroelectrica SA;
• Regulament Intern – Cod de conduită Hidroelectrica SA;
• Regulament Guvernanta Corporava HE (M01.002 F1);
• Codul ec Hidroelectrica SA;
• Procedura „Evaluare Modelare Harta Proceselor și Sistemul de control intern managerial
Hidroelectrica (M02.001)”;
• Procedura „Implementare Evaluare un proces (M02.010)” – privind evaluarea, documentarea și
implementarea ecărui proces denit în Harta Proceselor Hidroelectrica;
• Procedura „Înregistrare o neconformitate (M02.080)”.
Fiecare entate din cadrul Grupului are propriile regulamente interne (ROI) care includ prevederi specice
legate de eca corporavă și conduita profesională. Aceste ROI acoperă următoarele sub-teme idencate
ca materiale în urma analizei de dublă materialitate:
• Cultura organizațională
• Corupția și darea de mită
• Protecția datelor informace
Suplimentar, o serie de aspecte privind conduita profesională și cultura corporavă sunt incluse în codurile
de ecă ale entăților din grup.
Codul Ec al Hidroelectrica SA a fost revizuit în iulie 2023 și include valorile și principiile grupului, atât
obligații cât și responsabilități. Codul Ec al Hidroelectrica SA se regăsește pe site-ul Hidroelectrica: Cod
Ec Hidroelectrica SA
Principiile după care se ghidează sunt:
• Performanță - Performanța ecărui angajat contribuie la creșterea valorii companiei.
270
• Integritate - Prin integritate cinste, corectudine și incorupbilitate, ecare angajat Hidroelectrica
creează premisele unei organizații puternice și rezistente.
• Creavitate - Creavitatea ecărui angajat asigură viitorul companiei.
• Spirit de echipă - Împreună, angajații au forța necesară angerii obiecvelor Hidroelectrica.
• Responsabilitate socială - Înțelegând și respectând mediul înconjurător și mediul social în care
trăiește și se dezvoltă, ecare angajat contribuie direct la viitorul lui și al Grupului Hidroelectrica.
Codul Ec al Hidroelectrica SA are caracter obligatoriu și se aplică în orice moment și indiferent de poziția
ocupată în cadrul Societății, atât în relațiile din interiorul organizației, cât și în relațiile cu clienții, furnizorii,
societatea civilă, comunitatea locală sau alte părți interesate.
În ceea ce privește Protecția averzorilor, Hidroelectrica SA a adoptat o procedură privind raportarea
încălcării legii în cadrul Codului de ecă. Toate sesizările privind nerespectarea Codului de ecă sunt strict
condențiale. Niciun angajat și niciun partener nu va  supus la presiuni și nu va avea de suferit în cazul în
care a făcut o sesizare cu bună credință referitoare la nerespectarea legii sau a Codului de ecă. Dacă un
membru al conducerii (Consiliul de Supraveghere sau Directorat), un angajat al Societății sau un partener
dorește să raporteze o încălcare a legii sau a normelor de comportament ec, în calitate de averzor de
integritate, inclusiv anonim, trebuie să trimită o raportare scrisă la adresa
comportament.ec@hidroelectrica.ro. Această adresă este gesonată de Managerul Departamentului de
Audit Public Intern, care se aă sub autoritatea Consiliului de Supraveghere al Hidroelectrica SA.
Hidroelectrica SA a idencat în cadrul Societății următoarele funcții ca ind cele mai expuse riscurilor în
ceea ce privește corupția și darea sau luarea de mită: membrii Consiliul de Supraveghere, Directorat,
manageri ai sucursalelor Hidroelectrica SA, manageri de departamente subordonați direct Directoratului,
personalul în cadrul departamentelor de Achiziții, Trading, Furnizare, Resurse Umane și control intern.
Hidroserv
Hidroserv a implementat Codul ec și de integritate care are ca obiecv prevenția, detectarea și
combaterea riscurilor de ecă și integritate, postat pe site-ul Hidroserv: Codul Ec și de Integritate
Hidroserv.
Codul ec și de integritate al Hidroserv prezintă ansamblul de valori, principii și norme ece necesare
pentru respectarea demnității, integrității, precum și pentru asigurarea unor raporturi echitabile între
angajații organizației Hidroserv dar și în raporturile cu societatea în ansamblu.
Obiecvele codului ec ale Hidroserv sunt prevenția, detectarea și/sau combaterea riscurilor de ecă și
integritate, de la cele mai incipiente faze posibile și toleranța zero pentru situațiile suscepbile de a pune
societatea în poziția de a încălca legile ancorupție și celelalte reglementări aplicabile în vigoare.
În vederea semnalării incidentelor de ecă și integritate, Hidroserv procedează asel:
• Managementul societății încurajează angajații și alte părți interesate, să semnaleze orice incidente
de ecă și integritate prin stabilirea și comunicarea codului de eca și integritate.
271
• Orice persoană care semnalează încălcări ale codului ec, este datoare să susțină sesizarea, în
măsura în care este posibil, cu date sau indicii privind fapta săvârșită.
• Persoanele care reclamă ori sesizează încălcări ale codului ec, regulamentelor, procedurilor nu
pot  sancționate, direct sau indirect, prin aplicarea unei sancțiuni inechitabile.
De asemenea, în cazul Hidroserv, orice angajat al entății sau orice partener al acesteia poate raporta
încălcări ale Codului de ecă la adresa sesizari.eca@hidroserv.ro. Aceste sesizări sunt gesonate de
Consilierul de ecă din cadrul Hidroserv.
Nu există însă un canal pentru sesizări de integritate și nici măsuri de protecție împotriva realierii conform
direcvei europene pentru protecția averzorilor de integritate sau polică an mită și an corupție
conform Convenției ONU sau proceduri de invesgație, și nu exista un plan de implementare denit pentru
aceste polici la nivelul Hidroserv, sau la nivel de grup care sa includă Hidroserv.
UCMH
UCMH are implementat un Cod de Ecă și Conduită Profesională, postat pe site-ul UCMH: Cod de Ecă și
Conduită Profesională UCMH.
Sesizările legate de acvitatea UCMH pot  transmise prin intermediul formularului de contact disponibil
online sau la adresa de e-mail contact@ucmh.ro. Nu există însă un canal pentru sesizări de integritate și
nici măsuri de protecție împotriva realierii conform direcvei europene pentru protecția averzorilor de
integritate sau polică an mită și an corupție conform Convenției ONU sau proceduri de invesgație, și
nu exista un plan de implementare denit pentru aceste polici la nivel de UCMH, sau la nivel de grup care
sa includă UCMH.
Acțiuni si ținte
Planurile, acțiunile și țintele aferente IRO-urilor materiale idencate în analiza de dublă materialitate
legate de conduita profesională, urmează a  stabilite în cadrul procesului de revizuire și aprobare a
Strategiei ESG, în vederea alinierii la cerințele ESRS. La momentul raportării, nu a fost denit un termen
pentru nalizarea acestora.
Gesonarea relațiilor cu furnizorii
ESRS G1-2
Grupul Hidroelectrica își alege furnizorii în conformitate cu legislația privind achizițiile publice și susține
principiile concurenței pe piață, evaluând capacitatea acestora de a livra produse și servicii de înaltă
calitate, urmând reglementările și cele mai bune pracci în managementul mediului și sănătății și
securității la locul de muncă. Nu există formulată o polică pentru prevenirea întârzierilor de plată specic
pentru IMM-uri.
Hidroelectrica SA efectuează achizițiile de produse, servicii și lucrări în conformitate cu prevederile Legii
nr. 99/2016 privind achizițiile sectoriale, desfășurând majoritatea acestora prin intermediul plaormei
SEAP. Pentru proiectele strategice, Societatea a inițiat consultări de piață prin SEAP pentru a clarica
aspecte legate de soluții tehnice, clauze contractuale și stabilirea valorii esmate. Gesonarea achizițiilor
272
se realizează respectând prevederile legale aplicabile și urmărind respectarea principiilor achizițiilor
sectoriale, și anume:
● Nediscriminare
● Tratament egal
● Recunoaștere reciprocă
● Transparență
● Proporționalitate
● Asumarea răspunderii
Achizițiile sunt realizate în conformitate cu Strategia Anuală de Achiziție Sectorială a Hidroelectrica,
fundamentată prin Planul anual de achiziții sectoriale („PAAS”). În cadrul Societății, sunt implementate
proceduri operaționale pentru a se conforma cu Ordinul SGG nr. 600/2018 privind aprobarea Codului
controlului intern managerial al entăților publice.
Furnizorii Hidroelectrica SA sunt evaluați în cadrul procedurii de achiziție conform Legii achizițiilor
sectoriale pentru a asigura conformitatea cu standardele ece și de integritate. Această evaluare permite
Societății să colaboreze doar cu parteneri care împărtășesc angajamentul față de integritate și
transparență. Prin aceste măsuri, Societatea se angajează să mențină un mediu de afaceri corect,
transparent și ec, protejând asel interesele tuturor părților implicate și asigurând sustenabilitatea pe
termen lung a acvităților.
La Hidroserv SA sunt implementate proceduri operaționale privind gesonarea relațiilor cu furnizorii.
Hidroserv SA a implementat o procedură operațională ”Evaluarea furnizorilor/ prestatorilor de
produse/servicii/ lucrări”, ed. 2/rev.0 din 01.10.2022. In procedură sunt stabilite criterii de evaluare a
furnizorilor, cum ar : eliberarea de declarații de performanță, cercate de garanție, șe de securitate ale
produselor, dacă posedă autorizații de protecția mediului, dacă au fost întârzieri referitoare la termenele
de livrare, reclamații, termene de plată, etc.
De asemenea, Hidroserv SA a implementat procedura operațională ”Atribuirea contractelor de achiziție”,
ed. 3/rev. 1 din 24.07.2023 în care este prezentat modul în care sunt atribuite contractele de achiziție asel
încât să e eliminate riscurile de ecă și integritate. Organizația verică dacă partenerul de afaceri deține
calicările, experiența și resursele necesare pentru efectuarea acvităților pentru care a fost contractat și
dacă partenerul de afaceri este cunoscut pentru mituire, fraudă, lipsă de onestate sau comportament
similar incorect. Ulterior, se verică situația economică și nanciară a ofertantului: bilanțul contabil depus
la ANAF; declarații privind cifra de afaceri globală/ medie.
UCMH are implementată o procedură de lucru pentru stabilirea furnizorilor și o procedură de proces
pentru evaluarea periodică a furnizorilor și clasicarea acestora în clase de capabilitate. Achizițiile se fac
atât de la furnizorii stabiliți în Lista furnizorilor acceptați anual care îndeplinesc criterii calicare care includ
aspecte de sustenabilitate precum respectarea cerințelor legale de mediu și sănătate și securitate în
muncă, cât și de la furnizorii care răspund cererilor de oferta postate pe site-ul companiei. Aceșa sunt
selectați conform procedurilor legale de achiziție publică care impun condiții de respectarea a legislației
de mediu și sănătate și securitate în muncă prin caietul de sarcini aferent.
273
Anticorupție și concurență loială
Prevenirea și depistarea corupției și a dării sau a luării de mită
ESRS G1-3
Grupul Hidroelectrica consideră că orice formă de corupție are un impact negav asupra acvității și pune
în pericol angerea obiecvelor strategice. Corupția subminează integritatea și eciența operațiunilor,
afectând negav relațiile cu partenerii și clienții. Principalele impacturi semnicave legate de corupție au
loc atunci când nu sunt respectate codurile și procedurile interne.
Codul Ec al Hidroelectrica SA include prevederi explicite privind prevenirea și combaterea corupției și
mitei, printre care interdicția oferirii, promiterii, solicitării sau acceptării de mită sau avantaje necuvenite;
reguli privind cadourile, ospitalitatea și beneciile similare; interdicția plăților de facilitare; obligația
declarării conictelor de interese; reguli privind relația cu autoritățile publice și partenerii de afaceri;
obligația raportării suspiciunilor de încălcare a regulilor prin canale interne dedicate.
Prevederile incluse în Codul Ec sunt aliniate principiilor generale prevăzute de Convenția Națiunilor Unite
împotriva Corupției și legislației naționale aplicabile în domeniul prevenirii și combaterii corupției. În cazul
UCMH, nu există elaborată o polică de toleranță zero față de corupție, aceasta urmând să e întocmită
după intrarea în vigoare a standardelor ESRS revizuite.
Grupul Hidroelectrica are ca obiecv zero cazuri de corupție. La nivelul Hidroelectrica SA sunt
implementate polici ancorupție și sesiuni de instruire anuală dedicate prevenirii incidentelor de
corupție sau a situațiilor care ar putea crea aparența unor pracci neconforme. La nivelul lialelor,
măsurile și policile sunt în curs de consolidare și armonizare, în conformitate cu cadrul general de
guvernanță al Grupului.
Hidroelectrica SA a implementat o procedură internă pentru idencarea și evaluarea riscurilor de
corupție, precum și pentru implementarea măsurilor de prevenire. Această procedură include evaluarea
anuală a proceselor interne și implementarea de controale pentru a preveni orice formă de corupție.
De asemenea, personalul ce ocupă o funcție cu risc de corupție, detaliate în cadrul Secțiunii G1-1,
completează anual o declarație de respectare a Codului Ec al Hidroelectrica SA, conrmându-și
angajamentul față de principiile ece ale Societății, inclusiv în ceea ce privește angajamentul ferm să nu
ofere, promită, solicite sau accepte sume de bani, obiecte de valoare sau alte benecii pentru inuențarea
deciziilor. În cadrul Codului Ec al Hidroelectrica SA sunt menționate cerințe specice cu privire la acest
angajament.
De asemenea, pentru asigurarea diminuării riscurilor asociate funcțiilor, toți managerii de comparmente
funcționale efectuează un curs anual (online) de actualizare a cunoșnțelor cu privire la conținutul Codului
Ec și susțin un test de vericare privind asimilarea acestor cunoșnțe. Organizarea acestui curs și a
testului de vericare este asigurată de Departamentul Resurse Umane. Ulterior susținerii testului de
vericare, managerii de comparmente funcționale asigură instruirea angajaților subordonați (formalizată
prin proces verbal de instruire transmis la Departamentul Resurse Umane).
274
În ceea ce privește independența invesgatorilor, Consilierul de ecă desemnat al Hidroelectrica SA,
managerul Departamentului Control Intern și Monitorizare Procese, supervizează conceperea și
implementarea de către Hidroelectrica SA a modului de respectare a cerințelor stabilite prin Codul ec
Hidroelectrica. Consilierul de ecă Hidroelectrica răspunde ecărei solicitări, într-un termen rezonabil, dar
nu mai mult de 10 zile lucrătoare, în conformitate cu procedurile interne aplicabile. Rezultatele analizelor
și invesgațiilor sunt documentate și, după caz, sunt comunicate conducerii execuve pentru adoptarea
măsurilor necesare. Consilierul de ecă realizează anual o evaluare a modului de implementare a
cerințelor stabilite prin Codul ec, respecv a ecacității/ecienței acestor cerințe și raportează rezultatul
acestei evaluări către Directoratul Hidroelectrica, respecv către Departamentul Audit Public Intern.
La nivelul entăților din Grup (Hidroserv și UCMH), sesizările privind respectarea codurilor de ecă sunt
analizate conform mecanismelor interne aplicabile ecărei societăți, iar rezultatele invesgațiilor sunt
raportate conducerii entăților respecve. Cu toate acestea, Hidroserv și UCMH nu au un proces de
invesgație denit sau formalizat, conform cerințelor ESRS G1‑3 art. 19, nu au proceduri denite pentru
prevenirea, detectarea, invesgarea și soluționarea incidentelor de corupție și mită.
Poziția Societății față de corupție a fost rearmată și prin adoptarea in anul 2022 a Strategiei Naționale
Ancorupție 2021 – 2025, prin Planul de integritate SPEEH Hidroelectrica SA, ce are ca obiecv general
prevenirea corupției și a incidentelor de integritate. Planul cuprinde 4 obiecve specice, pentru
îndeplinirea cărora au fost stabilite 18 măsuri și idencate riscurile asociate, responsabilii, termenele și
indicatorii de performanță.
Instruiri legate de prevenirea corupției
Tabelul de mai jos prezintă instruirile legate de prevenirea corupției efectuate în anul 2025 în cadrul
Hidroelectrica SA. În ceea ce privește UCMH și Hidroserv, nu au fost efectuate instruiri ancorupție în anul
2025.
Procentul de funcții expuse riscului acoperite de programele de formare este de 100% pentru cei care nu
au CIM suspendat. 100% dintre membrii organelor de administrație, de conducere și de supraveghere sunt
instruiți și dau declarație în acest sens.
Funcții cu risc
Manageri
AMSB
10
Alți lucrători proprii
Acoperirea instruirii
Total
282 (inclusiv cei cu CIM suspendat)
54
12
3.274
Total care primesc instruire
274 (toți acvi)
Consiliul de Supraveghere, Directorat,
manageri execuv, șe
comparmente. subordonați direct
Directoratului, personal, achiziții,
54
12**
(autoinstruire)
3.266
10
Organe de administrație, de conducere și de supraveghere.
275
trading, furnizare, resurse umane,
control intern.
Modalitatea de livrare și durata
Instruire în clasă
2 ore
-
-
3.245*
Instruire pe calculator
2 ore
262 parcipanți)
2 ore
(54 parcipanți)
-
-
Frecvență
Cât de des este necesară
instruirea
Anual
Anual
Anual
Anual
Subiecte acoperite
Protejarea imaginii si a
reputației Hidroelectrica
x
x
x
x
Ancorupție
x
x
x
x
Respectul reciproc
x
x
x
x
Concurenta
x
x
x
x
Folosirea informațiilor
privilegiate
x
x
x
x
Condențialitatea
x
x
x
x
*3.544 nr. mediu salariați /2025 din care 299 nr. persoane cu funcție de conducere
** Membrii Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere semnează o declarație anuală, în conformitate
cu prevederile Codului Ec al Hidroelectrica SA în vigoare, Capitolul III Normele de comportament ec în
Hidroelectrica, pct. 2.6 Idencarea/ Evaluarea riscurilor de corupție și Implementarea măsurilor de
prevenire a acestora, lit. c) privind conformarea cu Cerințele Codului Ec Hidroelectrica, prin care declară
următoarele: cunoașterea prevederilor Codului Ec al Hidroelectrica S.A. - versiunea Iulie 2023 și
conformarea cu cerințele acestuia.
Cazuri conrmate de corupție sau dare sau luare de mită și ținte
ESRS G1-4
Nu fost conrmate cazuri de corupție sau luare de mită la nivelul Grupului în anul de raportare.
• Nu au fost necesare acțiuni specifice pentru a aborda încălcările procedurilor și standardelor în
materie de combatere a corupției și a dării sau luării de mită în această perioadă.
• În perioada de raportare, nu au fost înregistrate cazuri de mită sau corupție.
276
• Nu au existat incidente confirmate în care lucrătorii proprii au fost concediați sau au făcut obiectul
procedurilor disciplinare pentru incidente de corupție sau mită.
• Nu au existat incidente confirmate legate de contracte cu parteneri de afaceri care au fost reziliate
sau care nu au fost reînnoite din cauza încălcărilor legate de corupție sau de dare sau luare de
mită.
• Nu au fost raportate cazuri publice de corupție sau de dare sau luare de mită împotriva
întreprinderii și a lucrătorilor proprii sau a conducerii în cursul perioadei de raportare.
• Nu au fost raportate incidente de corupție sau mită care să implice actori din lanțul nostru valoric
în care organizația sau angajații săi să fie direct implicați.
Grupul Hidroelectrica are ca țintă zero cazuri de corupție, așa cum a fost stabilit în Strategia privind
sustenabilitatea din 2023.
Pracci de plată
G1-6
Conform prevederilor contractuale stabilite cu privire la termenele de plată, plățile către furnizorii
entăților Grupului Hidroelectrica sunt efectuate conform contractelor, de 5 și 60 de zile, în funcție de
specicațiile ecărui contract, ind respectate de către entățile grupului. In cazul unor proiecte de
retehnologizare, există și prevederea plății unui procent din lucrări după recepția acestora. Termenul de
plată mediu realizat în 2025 este esmat la 26,6 zile (calculat ca soldul mediu de furnizor împărțit la
valoarea achizițiilor * 365).
La nivelul Hidroelectrica SA este stabilit un indicator de performanță pentru monitorizarea respectării
termenelor de plată, care se regăsește în procedura S04.140 Operare plăți prin transfer bancar și se referă
la respectarea termenelor de plată indicate de către derulatorii de contracte din Hidroelectrica SA. Pentru
obiecvul de Plata facturilor și a altor obligații de plată conform scadentelor, indicatorul este „Zero
penalități rezultate din plata cu întârziere a obligațiilor de plată”.
Asel, în perioada de raportare 2025, indicatorul a fost îndeplinit în măsură de 100%. Calculul indicatorului
a fost efectuat asel: Total penalități de întârziere emise și achitate pentru furnizori ANAR (Administrația
Națională Apele Române) / Total facturi emise și achitate pentru furnizori ANAR).
În perioada de raportare, nu au existat proceduri judiciare în curs sau inițiate legate de întârzieri de plată.
Protecția datelor informace
G1-7 (specic entății)
Polici legate de securitatea cibernecă
În acest moment, Grupul Hidroelectrica nu are o polică formalizată de securitate cibernecă la nivel de
Grup.
277
La nivelul Hidroelectrica S.A. sunt însă implementate documente interne privind securitatea informațiilor,
respecv „Polica Hidroelectrica privind securitatea informației și a rețelelor și sistemelor informace” și
„Regulamentul Sistemului de management al securității informației și al rețelelor și sistemelor informace
în cadrul S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A.”, aprobate în data de 19.03.2025, în conformitate cu cerințele legale
aplicabile.
De asemenea, UCMH SRL are adoptată „Polica UCMH SRL privind securitatea informației”, disponibilă
public la: hps://www.ucmh.ro/wp-content/uploads/2025/07/Polica-de-Securitate-a-Informaei-
UCMH-Resita-SRL.pdf.
În prezent există, de asemenea proceduri operaționale și mecanisme tehnice implementate pentru
gesonarea incidentelor și protecția infrastructurii IT și OT. Grupul are în vedere elaborarea și
implementarea unui plan de diminuare a riscului cibernec, care presupune dezvoltarea și aplicarea
măsurilor prevenve pentru ecare p de risc cibernec.
Aceste inițiave sunt planicate a  dezvoltate etapizat, în funcție de evoluția proiectelor de invesții IT și
a procedurilor de achiziție, esmate pentru perioada 2026 și ulterior. La momentul raportării nu există
încă un calendar detaliat aprobat pentru implementarea tuturor acestor polici la nivelul Grupului.
Aplicarea securității cibernecă în Hidroelectrica SA
Criptarea datelor clienților reprezintă o componentă importantă a strategiei noastre de securitate,
departamentul IT implementează o gamă largă de măsuri avansate, care contribuie la protejarea
infrastructurii crice și a datelor sensibile.
Măsurile prezentate mai jos reprezintă pracci operaționale implementate de Departamentul
Transformare Digitală și Inovare (TDI) pentru gesonarea riscurilor de securitate cibernecă. Acestea nu
constuie acțiuni stabilite în mod specic în cadrul procesului de idencare a impacturilor, riscurilor și
oportunităților (IRO) din analiza de dublă materialitate, ci reectă cadrul operațional existent pentru
protecția infrastructurii IT și OT.
Măsuri de securitate implementate de departamentul Transformare Digitală și Inovare (TDI):
1. Gesonarea aspectelor de securitate cibernecă
La nivelul Grupului Hidroelectrica sunt implementate polici și reglementări interne relevante pentru
gesonarea securității informației și a sistemelor informace, care contribuie la prevenirea și gesonarea
riscurilor de securitate cibernecă.
• „Polica Hidroelectrica privind securitatea informației și a rețelelor și sistemelor informace”
stabilește cadrul general de protecție a informațiilor și a infrastructurii informace, denind
principiile de bază privind condențialitatea, integritatea și disponibilitatea datelor, precum și
responsabilitățile personalului în aplicarea măsurilor de securitate. Polica se aplică tuturor
angajaților și sistemelor informace din cadrul Hidroelectrica S.A.
• „Regulamentul Sistemului de management al securității informației și al rețelelor și sistemelor
informace în cadrul S.P.E.E.H. Hidroelectrica S.A.” detaliază modul de implementare a sistemului
de management al securității informației, inclusiv procesele de idencare și gesonare a
278
riscurilor, controlul accesului, monitorizarea incidentelor și măsurile de răspuns la incidente de
securitate. Regulamentul stabilește responsabilitățile la nivel organizațional și mecanisme de
control intern.
• „Polica UCMH SRL privind securitatea informației” denește principiile și măsurile aplicabile la
nivelul lialei pentru protecția informațiilor și a sistemelor informace, ind aliniată cu cerințele
grupului și adaptată specicului operațional al acesteia.
Aceste polici sunt aplicabile la nivelul entăților relevante din Grup și sunt revizuite periodic, în vederea
asigurării alinierii la cerințele legislave și la standardele aplicabile în domeniul securității informației.
Există suplimentar denite proceduri pentru gesonarea riscurilor, răspunsul la incidente, protecția
datelor și securitatea rețelelor. De asemenea, sunt alocate resurse și stabilite responsabilități.
2. Detecție și prevenire a atacurilor
Compania ulizează soluții de p rewall pentru monitorizarea și controlul tracul de rețea, actualizate
constant pentru protecția infrastructurii împotriva malware-ului și atacurilor externe. Implementarea unui
sistem avansat de monitorizare și detectare a intruziunilor (IDS/IPS) reprezintă o prioritate pentru a
idenca rapid atacurile și pentru a preveni compromiterea sistemelor.
3. Filtrare avansată a pachetelor (deep packet inspecon)
Aceasta permite idencarea și blocarea tracului malițios, contribuind la protecția infrastructurii IT și OT,
la protejarea datelor sensibile și la menținerea performanței rețelei. Prin ltrarea tracului se asigură
controlul accesului, îmbunătățirea performanței rețelei și implicit protecția împotriva atacurilor
cibernece.
4. Protecție împotriva malware
Sunt implementate soluții an-malware și anvirus la nivelul stațiilor de lucru, serverelor și dispozivelor
de rețea, cu actualizări automate. Scanările periodice și monitorizarea în mp real contribuie la prevenirea
și eliminarea amenințărilor cibernece și la reducerea riscurilor precum pierderi nanciare, scurgeri de
date sau întreruperi ale acvității.
5. Creșterea rezilienței prin redundanță și backup-uri
Se realizează backup-uri periodice ale datelor crice și se ulizează mecanisme de redundanță pentru
infrastructura IT. Procedurile de restaurare a datelor sunt revizuite periodic pentru a asigura reluarea
rapidă a operațiunilor în cazul unor incidente sau defecțiuni.
6. Conformitate cu reglementările în vigoare
Sunt respectate cerințele legislației naționale și europene privind securitatea cibernecă, inclusiv GDPR și
Direcva NIS1, precum și standarde internaționale relevante, precum ISO/IEC 27001.
279
7. Monitorizare și evaluare connuă a riscurilor
Riscurile cibernece sunt evaluate periodic pentru idencarea vulnerabilităților și stabilirea măsurilor e
de protecție. De asemenea, sunt realizate analize de impact asupra acvităților crice în cazul unor
incidente cibernece.
8. Răspuns la incidente
Funcționează un centru de monitorizare a securității (SOC) pentru idencarea acvităților anormale și
răspuns rapid la incidente. De asemenea, este planicată implementarea unei soluții de p SIEM (Security
Informaon and Event Management) pentru corelarea evenimentelor și detectarea amenințărilor
complexe.
9. Segmentarea rețelelor
Segmentarea rețelelor prin VLAN-uri și zone de securitate disncte este în curs de implementare, pentru
izolarea sistemelor crice și reducerea suprafeței de atac.
10. Aplicarea principiului „Zero Trust”
Principiul „Zero Trust” presupune vericarea riguroasă a ulizatorilor și dispozivelor înainte de accesul la
sistemele sensibile. Autencarea mul-factor este implementată pentru aplicațiile crice, cu exndere
planicată și pentru alte sisteme sensibile.
11. Formarea și educarea connuă a angajaților
Sunt organizate sesiuni periodice de informare și training privind principalele amenințări cibernece
(phishing, inginerie socială)și bune pracci de securitate. Personalul este instruit să recunoască și să
raporteze acvitățile suspecte, în conformitate cu regulamentul intern privind securitatea cibernecă.
12. Controlul accesului zic și digital
Accesul la date și sisteme este acordat conform principiului minimului necesar („least privilege”), ind
aplicate polici stricte privind complexitatea și rotația parolelor.
13. Gesonarea ecientă a terților
Sunt aplicate măsuri de vericare a securității cibernece a furnizorilor și partenerilor. Accesul acestora la
infrastructura IT&C este acordat doar după evaluarea riscurilor și stabilirea măsurilor de securitate, iar
furnizorii semnează acorduri de condențialitate (NDA).
14. Protecția împotriva atacurilor DDoS
Sunt implementate soluții de ltrare a tracului și servicii de migare DDoS pentru prevenirea blocării
serviciilor crice.
280
15. Alte măsuri
Pentru implementarea măsurilor de securitate cibernecă, compania colaborează cu parteneri strategici
și instuții de stat (DNSC, CNC, etc). Aceste acțiuni contribuie la protejarea infrastructurii IT și OT și la
asigurarea securității, connuității și rezilienței operaționale.
Incidente conrmate de securitate cibernecă și ținte
În anul 2025 nu au fost idencate incidente semnicave de securitate cibernecă la nivelul Grupului
Hidroelectrica. Un incident izolat a fost semnalat anterior în legătură cu plaorma iHidro, ind determinat
de o eroare de congurare apărută în mpul procesului de migrare a datelor în anul 2023. Incidentul a
afectat un număr limitat de ulizatori (69 din peste 500.000 de clienți) și a fost remediat prompt, fără a
reprezenta un atac cibernec.
ANEXE
Anexa 1- Cerințele de prezentare și punctele de date
Standard
Cerințe de prezentare (CP)
Raport Anual
Pagina
ESRS 2
BP-1 – Baza generală pentru întocmirea raportului privind
durabilitatea
148
BP-2 – Prezentări de informații în legătură cu circumstanțe
specifice
149
GOV-1 – Rolul organelor de administrație, de conducere și
de supraveghere
150, 264
GOV-2 – Informațiile furnizate organelor de administrație,
de conducere și de supraveghere ale întreprinderii și
aspectele de durabilitate abordate de acestea
153
GOV-3 – Integrarea performanței legate de durabilitate în
sistemele de stimulente
153, 191
GOV-4 – Declarație privind procesul de diligență
154
GOV-5 – Gestionarea riscurilor și controalele interne
referitoare la raportarea privind durabilitatea
155
SBM-1 – Strategia, modelul de afaceri și lanțul valoric
155
SBM-2 – Interesele și punctele de vedere ale părților
interesate
157, 221, 249, 256
281
Standard
Cerințe de prezentare (CP)
Raport Anual
Pagina
SBM-3 - Impactul, riscurile și oportunitățile semnificative și
interacțiunea acestora cu strategia și modelul de afaceri
157, 176, 199, 221, 242, 250
IRO-1 – Descrierea proceselor de identificare și de evaluare
a impactului, a riscurilor și a oportunităților semnificative
158, 176, 204, 265
IRO-2 – Cerințe de prezentare de informații din ESRS
acoperite de raportul privind durabilitatea a întreprinderii
174
Politici MDR-P – Politici adoptate pentru gestionarea
aspectelor de durabilitate semnificative
174
Acțiunile MDR-A – Acțiuni și resurse privind aspectele de
durabilitate semnificative
174
MDR-M – Indicatori privind aspectele de durabilitate
semnificative
174
Țintele MDR-T – urmărirea eficacității politicilor și a
acțiunilor prin intermediul țintelor
175
ESRS E1
Schimbările
climatice
E1-1 – Planul de tranziție pentru atenuarea schimbărilor
climatice
175
ESRS 2 SBM-3
176
ESRS 2 IRO-1
176
E1-2 – Politici legate de atenuarea
schimbărilor climatice și adaptarea la acestea
180
E1-3 – Acțiuni și resurse legate de politicile privind
schimbările climatice
180
E1-4 – Ținte legate de atenuarea schimbărilor climatice și
adaptarea la acestea
181
E1-5 – Consumul de energie și mixul energetic
181
E1-6 – Emisiile brute de GES de categoriile 1, 2, 3 și emisiile
totale de GES
183
E1-7 – Absorbții de GES și proiecte de atenuare a emisiilor
de GES finanțate prin credite de carbon
190
E1-8 – Stabilirea prețului intern al carbonului
190
282
Standard
Cerințe de prezentare (CP)
Raport Anual
Pagina
E1-9 – Efectele financiare anticipate ale riscurilor fizice și de
tranziție semnificative și ale oportunităților potențiale
legate de climă
190
ESRS E4
Biodiversitate
și ecosisteme
ESRS 2 SBM-3
199
ESRS 2 IRO-1
204
E4-1 – Planul de tranziție și luarea în considerare a
biodiversității și a ecosistemelor în cadrul
strategiei și al modelului de afaceri
210
E4-2 – Politici legate de biodiversitate și ecosisteme
211
E4-3 – Acțiuni și resurse legate de biodiversitate și
ecosisteme
212
E4-4 – Ținte legate de biodiversitate și ecosisteme
215
E4-5 – Indicatori de impact legați de biodiversitate și de
schimbările ecosistemelor
215
E4-6 – Efectele financiare
-
ESRS S1
Forța de
muncă
proprie
ESRS 2 SBM-2
220
ESRS 2 SBM-3
221
S1-1 – Politici legate de forța de muncă proprie
223
S1-2 – Procese pentru colaborarea cu lucrătorii proprii și cu
reprezentanții lucrătorilor cu privire la
Impacturi
226
S1-3 – Procese de remediere a impacturilor negative și
canalele prin care lucrătorii proprii își pot
exprima preocupările
227
S1-4 – Adoptarea de măsuri privind impacturile
semnificative asupra forței de muncă proprii și
abordări pentru atenuarea riscurilor semnificative și pentru
urmărirea oportunităților semnificative legate de forța de
muncă proprie, precum și eficacitatea acestor acțiuni
228
283
Standard
Cerințe de prezentare (CP)
Raport Anual
Pagina
S1-5 – Ținte legate de gestionarea impacturilor negative
semnificative, de promovarea impacturilor pozitive și de
gestionarea riscurilor și a oportunităților semnificative
231
S1-6 – Caracteristicile angajaților întreprinderii
233
S1-7 – Caracteristicile lucrătorilor care nu sunt salariați din
cadrul forței de muncă proprii a
Întreprinderii
-
S1-8 – Acoperirea negocierilor colective și dialogul social
236
S1-9 – Indicatori privind diversitatea
235
S1-10 – Salarii adecvate
236
S1-11 – Protecția socială
-
S1-12 – Persoane cu dizabilități
237
S1-13 – Indicatori de formare și de dezvoltare a
competențelor
-
S1-14 – Indicatori de sănătate și siguranță
240
S1-15 – Indicatori privind echilibrul dintre viața
profesională și cea privată
-
S1-16 – Indicatori privind remunerația (diferența de
remunerare și remunerația totală)
237
S1-17 – Incidente, plângeri și probleme și incidente grave
privind drepturile omului
239
ESRS S3
Comunități
afectate
ESRS 2 SBM-2
242
ESRS 2 SBM-3
242
S3-1 – Politici legate de comunitățile afectate
243
S3-2 – Procese de colaborare cu comunitățile afectate cu
privire la impacturi
244
S3-3 – Procese de remediere a impacturilor negative și
canalele prin care comunitățile afectate își pot exprima
preocupările
245
284
Standard
Cerințe de prezentare (CP)
Raport Anual
Pagina
S3-4 – Adoptarea de măsuri privind impacturile
semnificative asupra comunităților afectate și
abordări pentru gestionarea riscurilor semnificative și
pentru urmărirea oportunităților semnificative legate de
comunitățile afectate, precum și eficacitatea acestor
acțiuni
245
S3-5 – Ținte legate de gestionarea impacturilor negative
semnificative, de promovarea impacturilor pozitive și de
gestionarea riscurilor și a oportunităților semnificative
247
ESRS S4
Consumatorii
și utilizatorii
finali
ESRS 2 SBM-2
249
ESRS 2 SBM-3
250
S4-1 – Politici privind consumatorii și utilizatorii finali
251
S4-2 – Procese de colaborare cu consumatorii și utilizatorii
finali cu privire la impacturi
254
S4-3 – Procese de remediere a impacturilor negative și
canale prin care consumatorii și utilizatorii finali își pot
exprima preocupările
258
S4-4 – Adoptarea de măsuri cu privire la impacturile
semnificative asupra consumatorilor și utilizatorilor finali și
abordări pentru gestionarea riscurilor semnificative și
urmărirea oportunităților semnificative legate de
consumatori și utilizatori finali, precum și eficacitatea
acestor măsuri
261
S4-5 – Ținte legate de gestionarea impacturilor negative
semnificative, de promovarea impacturilor pozitive și de
gestionarea riscurilor și a oportunităților semnificative
263
ESRS G1
Conduita
profesională
ESRS 2 GOV-1
264
ESRS 2 IRO-1
265
G1-1 – Cultura corporativă și politicile privind conduita
profesională și cultura corporativă
268
G1-2 – Gestionarea relațiilor cu furnizorii
271
G1-3 – Prevenirea și depistarea corupției și a dării sau luării
de mită
273
285
Standard
Cerințe de prezentare (CP)
Raport Anual
Pagina
G1-4 – Cazuri confirmate de corupție sau dare sau luare de
mită
275
G1-6 – Practici de plată
276
Anexa 2 - Punctele de date care decurg din alte acte legislative ale UE
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
ESRS 2 GOV-1
Diversitatea de gen în cadrul organelor de
conducere
punctul 21 litera (d)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816 al
Comisiei
13
, Anexa II
ESRS 2 - Informații
generale
ESRS 2 GOV-1
Procentul membrilor din cadrul organelor de
conducere care sunt independenți punctul 21
litera (e)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
ESRS 2 - Informații
generale
ESRS 2 GOV-4
Declarația privind
procesul de diligență
punctul 30
ESRS 2 - Informații
generale
ESRS 2 SBM-1
Implicarea în activități în legătură cu
combustibilii fosili punctul 40 litera (d)
subpunctul (i)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
Nu este cazul
11
Regulamentul (UE) 2016/1011 al Parlamentului European și al Consiliului din 8 iunie 2016 privind indicii utilizați ca indici de referință în
cadrul instrumentelor financiare și al contractelor financiare sau pentru a măsura performanțele fondurilor de investiții și de modificare a
Directivelor 2008/48/CE și 2014/17/UE și a Regulamentului (UE) nr. 596/2014 (JO L 171, 29.6.2016, p. 1).
12
Regulamentul (UE) 2021/1119 al Parlamentului European și al Consiliului din 30 iunie 2021 de instituire a cadrului pentru realizarea
neutralității climatice și de modificare a Regulamentelor (CE) nr. 401/2009 și (UE) 2018/1999 („Legea europeană a climei”) (JO L 243,
9.7.2021, p. 1).
13
Regulamentul delegat (UE) 2020/1816 al Comisiei din 17 iulie 2020 de completare a Regulamentului (UE) 2016/1011 al Parlamentului
European și al Consiliului în ceea ce privește explicația din declarația privind indicii de referință a modului în care se re flectă factorii de
mediu, sociali și de guvernanță în fiecare indice de referință furnizat și publicat (JO L 406, 3.12.2020, p. 1).
286
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
ESRS 2 SBM-1
Implicarea în activități în legătură cu fabricarea
de produse chimice punctul 40 litera (d)
subpunctul (ii)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
Nu este cazul
ESRS 2 SBM-1
Implicarea în activități în legătură cu arme
controversate punctul 40 litera (d) subpunctul
(iii)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818(7),
articolul 12 alineatul (1)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II
Nu este cazul
ESRS 2 SBM-1
Implicarea în activități în legătură cu cultivarea
și producția de tutun punctul 40 litera (d)
subpunctul (iv)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818,
articolul 12 alineatul (1)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II
Nu este cazul
ESRS E1-1
Planul de tranziție pentru realizarea
neutralității climatice până în 2050 alineatul
(14)
Regulamentul (UE)
2021/1119, articolul 2
alineatul (1)
ESRS E1 Plan de
tranziție
ESRS E1-1
Întreprinderi excluse de la aplicarea indicilor
de referință aliniați la Acordul de la Paris
punctul 16 litera (g)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818,
articolul 12 alineatul (1)
literele (d)-(g) și
articolul 12 alineatul (2)
Nu este cazul
ESRS E1-4
Țintele de reducere a emisiilor de gaze cu efect
de seră
punctul 34
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818,
articolul 6
E1-4 Ținte legate de
atenuarea
schimbărilor climatice
și adaptarea la
acestea
ESRS E1-5
Consumul de energie fosilă din
surse dezagregate
în funcție de sursă (numai
E1-5 Consumul de
energie și mixul
energetic
287
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
sectoarele cu un impact ridicat asupra climei)
punctul 38
ESRS E1-5
consumul de energie și mixul energetic punctul
37
E1-5 Consumul de
energie și mixul
energetic
ESRS E1-5
Intensitatea energetică
asociată cu
activitățile din sectoare
cu un impact ridicat asupra climei
Alineatele (40)-(43)
E1-6 Emisiile brute de
GES de categoriile 1,
2, 3 și emisiile totale
de GES
ESRS E1-6
Valorile brute din 1, 2, 3 și emisiile totale de
GES
punctul 44
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818,
articolul 5 alineatul (1),
articolul 6 și articolul 8
alineatul (1)
E1-6 Emisiile brute de
GES de categoriile 1,
2, 3 și emisiile totale
de GES
ESRS E1-6
Intensitatea emisiilor brute de GES
Alineatele (53)-(55)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818,
articolul 8 alineatul (1)
E1-6 Emisiile brute de
GES de categoriile 1,
2, 3 și emisiile totale
de GES
ESRS E1-7
Absorbțiile de GES și
creditele de carbon
punctul 56
Regulamentul (UE)
2021/1119, articolul 2
alineatul (1)
E1-7 Absorbții de GES
ESRS E1-9
Expunerea portofoliului indicelui de referință
la riscurile fizice legate de climă punctul 66
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818, anexa
II Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II
Nu e cazul
ESRS E1-9
Dezagregarea valorilor monetare în funcție de
riscul fizic acut și cronic punctul 66 litera (a)
ESRS E1-9
Amplasarea activelor semnificative
Nu e cazul
288
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
care sunt supuse
unui risc fizic semnificativ
punctul 66 litera (c).
ESRS E1-9 Defalcarea
valorii contabile a activelor imobiliare în
funcție de clasele de eficiență
energetică
punctul 67 litera (c).
Nu e cazul
ESRS E1-9
Gradul de expunere a
portofoliului la oportunitățile
legate de climă
punctul 69
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1818, Anexa
II
Nu e cazul
ESRS E2-4
Cantitatea din fiecare poluant enumerat în
anexa II la Regulamentul E-PRTR (Registrul
European al Poluanților Emiși și Transferați)
emisă în aer, apă și sol, punctul 28
Nu e material
ESRS E3-1
Resursele de apă și cele marine punctul 9
Nu e material
ESRS E3-1
Politica specifică punctul 13
Nu e material
ESRS E3-4
Total apă reciclată și reutilizată punctul 28
litera (c)
Nu e material
ESRS E3-4
Consumul total de apă consumată în mc per
venit net din operațiunile proprii
punctul 29
Nu e material
ESRS 2- IRO-1 - E4
punctul 16 litera (a) punctul (i)
Nu e cazul
ESRS 2- IRO-1 - E4
Nu e cazul
289
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
punctul 16 litera (b)
ESRS 2- IRO-1 - E4
punctul 16 litera (c)
Nu e cazul
ESRS E4-2
Practici sau politici durabile privind
terenurile/agricultura
punctul 24 litera (b)
Nu e cazul
ESRS E4-2
Practici sau politici durabile privind
oceanele/mările punctul 24 litera (c)
Nu e cazul
ESRS E4-2
Politicile de combatere a despăduririi punctul
24 litera (d)
Nu e cazul
ESRS E5-5
Deșeuri nereciclate punctul 37 litera (d)
Nu e material
ESRS E5-5
Deșeuri periculoase și deșeuri radioactive
punctul 39
Nu e material
ESRS 2- SBM3 - S1
Riscul de incidente de muncă forțată punctul
14 litera (f)
Nu e material
ESRS 2- SBM3 - S1
Riscul de incidente de muncă a copiilor punctul
14 litera (g)
Nu e material
ESRS S1-1
Angajamente privind politica în domeniul
drepturilor omului
alineatul (20)
Nu e cazul
ESRS S1-1
Politici de diligență în privința problemelor
abordate de Convențiile fundamentale 1-8 ale
Organizației Internaționale a Muncii
alineatul (21)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
S1-1 Politici legate de
forța de muncă proprie
ESRS S1-1
Nu e cazul
290
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
Procese și măsuri de prevenire a traficului de
persoane
punctul 22
ESRS S1-1
Politica de prevenire a accidentelor la locul de
muncă sau sistemul de gestionare a acestora
punctul 23
Nu e cazul
ESRS S1-3
mecanisme de soluționare a
reclamațiilor/plângerilor punctul 32 litera (c)
Nu e cazul
ESRS S1-14
Numărul de decese și numărul și rata
accidentelor legate de muncă punctul 88
literele (b) și (c)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
S1-14 Indicatori de
sănătate și siguranță
ESRS S1-14
Numărul de zile pierdute ca urmare a
vătămărilor, accidentelor, deceselor sau bolilor
punctul 88 litera (e)
Nu e cazul
ESRS S1-16
Disparitatea salarială de gen în formă
neajustată
punctul 97 litera (a)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
S1-16 Indicatori privind
remunerația (diferența
de remunerare și
remunerația totală)
ESRS S1-16
Un nivel excesiv al raportului dintre
remunerația directorului general și cea a
lucrătorilor
punctul 97 litera (b)
Nu e cazul
ESRS S1-17
Incidente de discriminare punctul 103 litera (a)
Nu e cazul
ESRS S1-17 Nerespectarea Principiilor
directoare ale ONU privind afacerile și
drepturile omului și a orientărilor OCDE
punctul 104 litera (a)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II la Regulamentul
delegat (UE)
2020/1818, articolul 12
alineatul (1)
S1-17 Incidente,
plângeri și probleme
și incidente grave
privind drepturile
omului
ESRS 2- SBM-3 – S2
Nu e material
291
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
Risc semnificativ de muncă a copiilor sau de
muncă forțată în lanțul valoric punctul 11 litera
(b)
ESRS S2-1
Angajamente privind politica în domeniul
drepturilor omului
punctul 17
Nu e material
ESRS S2-1 Politici privind lucrătorii din lanțul
valoric
punctul 18
Nu e material
ESRS S2-1 Nerespectarea Principiilor directoare
ale ONU privind afacerile și drepturile omului și
a orientărilor OCDE
punctul 19
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II la Regulamentul
delegat (UE)
2020/1818, articolul 12
alineatul (1)
Nu e material
ESRS S2-1
Politici de diligență în privința problemelor
abordate de Convențiile fundamentale 1-8 ale
Organizației Internaționale a Muncii
punctul 19
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
Nu e material
ESRS S2-4
Aspecte legate de drepturile omului și
incidente legate de lanțul său valoric din
amonte și din aval
punctul 36
Nu e material
ESRS S3-1
Angajamente privind politica în domeniul
drepturilor omului, punctul 16
Nu e material
ESRS S3-1
Nerespectarea principiilor directoare ale ONU
privind afacerile și drepturile omului, a
principiilor OIM și/sau a orientărilor OCDE
punctul 17
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II la Regulamentul
delegat (UE)
2020/1818, articolul 12
alineatul (1)
Nu e material
ESRS S3-4
Aspecte și incidente privind drepturile omului
punctul 36
Nu e material
292
Cerința de prezentare de informații și punctul
de date aferent
Referința din
Regulamentul privind
indicii de referință
11
UE
Referința din Legea climei
12
Localizare în raport
ESRS S4-1 Politici privind consumatorii și
utilizatorii finali punctul 16.
ESRS S4-1 Politici
privind consumatorii
și utilizatorii finali
ESRS S4-1
Nerespectarea principiilor directoare ale ONU
privind afacerile și drepturile omului și a
orientărilor OCDE punctul 17
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, anexa
II la Regulamentul
delegat (UE)
2020/1818, articolul 12
alineatul (1)
Nu e cazul
ESRS S4-4
Aspecte și incidente privind drepturile omului
punctul 35
Nu e cazul
ESRS G1-1
Convenția Organizației Națiunilor Unite
împotriva corupției punctul 10 litera (b)
Nu e cazul
ESRS G1-1
Protecția avertizorilor
punctul 10 litera (d)
Nu e cazul
ESRS G1-4
Amenzi pentru încălcarea legilor de combatere
a corupției și a dării sau luării de mită punctul
24 litera (a)
Regulamentul delegat
(UE) 2020/1816, Anexa
II
G1-4 Combaterea
corupției și a dării sau
luării de mită
ESRS G1-4
Standarde de combatere a corupției și a dării și
luării de mită punctul 24 litera (b)
Nu e cazul
Directorat Hidroelectrica
Bogdan-Nicolae BADEA - Președinte Directorat
Radu-Ioan CONSTANTIN Ianăș RĂDOI
Membru Directorat Membru Directorat
293
III. Declarația Conducerii
În baza informațiilor disponibile, confirmăm că Situațiile financiare consolidate la data de și pentru
exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2025, întocmite în conformitate cu Standardele de
Contabilitate adoptate de Uniunea Europeana („IFRS-EU”) și Situațiile financiare individuale și consolidate
la data de și pentru exercițiul financiar încheiat la 31 decembrie 2025, întocmite în conformitate cu Ordinul
Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu
Standardele Internaționale de Raportare Financiară, cu modificările ulterioare („OMFP nr.
2844/2016”) oferă o imagine corectă și conformă cu realitatea privind activele, obligațiile, poziția
financiară, contul de profit și pierdere și fluxurile de numerar ale Grupului Hidroelectrica și ale societății
Hidroelectrica.
În baza informațiilor disponibile, confirmăm că Raportul Directoratului pentru anul 2025, întocmit în
conformitate cu prevederile Regulamentului ASF nr. 5/2018, cu prevederile Legii 24/2017 privind
emitenţii de instrumente financiare şi operaţiuni de piaţă, precum și în conformitate cu standardele de
raportare privind durabilitatea menționate la art. 29b din Directiva 2013/34/UE și cu precizările adoptate
în temeiul art. 8 alin. (4) din Regulamentul (UE) 2020/852, cuprinde o analiză corectă a dezvoltării și
performanțelor emitentului și a societăților implicate în consolidare, precum şi o descriere a principalelor
riscuri şi incertitudini specifice activităţii desfăşurate, disponibile la data prezentului raport.
Directorat Hidroelectrica
Bogdan-Nicolae BADEA - Președinte Directorat
Radu-Ioan CONSTANTIN Ianăș RĂDOI
Membru Directorat Membru Directorat
294
Glosar de termeni ș i definiț ii
AGA
Adunarea Generală a Acționarilor, care poate fi fie Adunarea Generala Ordinara a
Acționarilor (AGOA), fie Adunarea Generală Extraordinară a Acționărilor (AGEA)
BVB
Bursa de Valori București
BVC
Buget de Venituri si Cheltuieli
BNR
Banca Națională a României
ANRE
Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei
ANAR
Administrația Națională Apele Române
ASF
Autoritatea de Supraveghere Financiara
AMEPIP
Agenția pentru Monitorizarea și Evaluarea Performanțelor Întreprinderilor Publice
CHE
Centrala hidroelectrica
AHE
Amenajare hidroenergetica
UHE
Uzina hidroelectrica
MHC
Microhidrocentrale
CS
Consiliul de Supraveghere
CCM
Contract Colectiv de Munca
Hidroserv
Filiala Societății, S.S.H. Hidroserv S.A
HG
Hotărâre de Guvern
IAS
Standardele Internaționale de Contabilitate
IFRS
Standardele Internaționale de Raportare Financiara
ESG
Environmental, Social, Governance
LEI
Codul de identificare a entității juridice
PAM
Program de asigurare a mentenanței
SISC
Structuri, instalații (sisteme), ansambluri, subansambluri, echipamente şi
componente ale capacităților din sectorul energiei electrice şi termice, aflate în
gestiunea titularilor de licenţă, încadrate în categoria mijloacelor fixe, pentru care
se aplică PAM
LC
Loc Consum
M&A
Fuziuni ș i achiziții
MACEE
Mecanismul de achiziție centralizată de energie electrică
PNNR
Planul Național de Redresare și Reziliență
GDPR
Regulament General de Protectia Datelor (General Data Protection
Regulation)
OPCOM
Operatorul pietei de energie electrică și gaze naturale din Romania -OPCOM S.A.
OUG
Ordonanță de urgență a Guvernului
SEN
Sistemul Energetic Național
Hidroelectrica
SOCIETATEA DE PRODUCERE A ENERGIEI ELECTRICE IN HIDROCENTRALE
“HIDROELECTRICA” S.A.
Transelectrica
sau OTS
Operatorul Național de Transport și Sistem al Energiei Electrice
295
• EBITDA este definită ca profitul/(pierderea) înainte de impozitare, înainte de (i) amortizarea
imobilizărilor corporale și necorporale și (ii) cheltuieli și venituri din dobânzi.
• Marja EBITDA este definita ca EBITDA împărțit la venituri.
• EBITDA Ajustata este definita ca EBITDA ajustata cu (a) deprecierea/reversarea deprecierii
imobilizărilor corporale și necorporale și (b) câștigul din achiziții de întreprinderi în condiții
avantajoase.
• Marja EBITDA Ajustata este definita ca EBITDA Ajustată împărțit la Venituri
• Datoria Netă/(Numerar) Ajustat este definit ca împrumuturi bancare și datorii aferente contractelor
de leasing minus numerar si echivalente de numerar ș i investiții pe termen scurt (investiții în depozite
și obligațiuni guvernamentale).
• Raportul Datoria neta/ (Numerar) Ajustat la EBITDA Ajustata este definit ca „Datoria netă/(Numerar)
Ajustat împărțit la EBITDA Ajustata.
296
IV. Situa ții financiare
Situațiile financiare consolidate IFRS-EU
Situațiile financiare individuale OMFP 2844/2016
Situațiile financiare consolidate OMFP 2844/2016

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A.

Societate administrată în sistem dualist

SITUAȚII FINANCIARE CONSOLIDATE

pentru anul incheiat la

31 decembrie 2025

întocmite în conformitate cu Standardele de Contabilitate IFRS

adoptate de Uniunea Europeană

CUPRINS: | PAGINA:
RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT |
SITUAȚIA CONSOLIDATA A POZIȚIEI FINANCIARE LA 31 DECEMBRIE 2025 | 1-2
SITUAȚIA CONSOLIDATA A PROFITULUI SAU PIERDERII ȘI ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025 | 3
SITUAȚIA CONSOLIDATA A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025 | 4-5
SITUAȚIA CONSOLIDATA A FLUXURILOR DE NUMERAR PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025 | 6-7
NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA DATA ȘI PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025 | 8-72
BAZELE ÎNTOCMIRII |
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE | 8
2. BAZELE CONTABILITĂȚII | 11
3. MONEDA FUNCȚIONALĂ ȘI MONEDA DE PREZENTARE | 11
4. MODIFICĂRI ALE POLITICII CONTABILE ȘI ALE INFORMAȚIILOR DE PREZENTAT | 12
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE | 13
6. BAZELE EVALUĂRII | 21
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE | 21
8. MODIFICARI POLITICI CONTABILE | 38
9. COMPARATIVE | 38
PERFORMANȚA FINANCIARA |
10. SEGMENTE OPERATIONALE | 38
11. VENITURI | 40
12. ALTE VENITURI | 41
13.CHELTUIELI DE EXPLOATARE | 42
14. REZULTATUL FINANCIAR | 44
15. REZULTATUL PE ACȚIUNE | 44
BENEFICIILE ANGAJAȚILOR |
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR | 45
IMPOZIT PE PROFIT |
17. IMPOZIT PE PROFIT | 48
ACTIVE |
18. NUMERAR SI ECHIVALENTE DE NUMERAR SI NUMERAR RESTRICTIONAT | 51
19. INVESTIȚII ÎN DEPOZITE | 51
20. CREANȚE COMERCIALE | 52
21. ALTE ACTIVE | 53
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE | 54
CAPITALURI PROPRII ȘI DATORII |
23. CAPITAL ȘI REZERVE | 61
24. ÎMPRUMUTURI | 63
25. DATORII COMERCIALE | 65
26. ALTE DATORII | 65
27. VENITURI ÎN AVANS | 66
28. PROVIZIOANE | 66

INSTRUMENTE FINANCIARE |
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI | 68
COMPONENȚA GRUPULUI |
30. ACHIZIȚIA DE FILIALE | 73
ALTE INFORMAȚII |
31. ANGAJAMENTE | 74
33. DATORII CONTINGENTE | 75
33. PĂRȚI AFILIATE | 78
34. EVENIMENTE ULTERIOARE | 81

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

SituațIA CONSOLIDATA A poziției financiare

la 31 decembrie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Active |  |  |
Active imobilizate |  |  |
Imobilizări corporale | 22 | 19.429.425 | 19.848.494
Imobilizări necorporale |  | 36.249 | 21.753
Numerar restrictionat | 19 | 23.057 | -
Alte active imobilizate | 21 | 374.334 | 276.760
Total active imobilizate |  | 19.863.066 | 20.147.007
Active circulante |  |  |
Stocuri |  | 123.808 | 93.998
Creanțe comerciale | 20 | 1.698.378 | 1.633.688
Investiții în obligațiuni si depozite | 19 | 3.732.016 | 3.475.933
Numerar și echivalente de numerar | 18 | 1.187.734 | 1.581.617
Numerar restricționat | 18 | 32.066 | 21.057
Alte active circulante | 21 | 64.960 | 23.926
Total active circulante |  | 6.838.962 | 6.830.219
Total active |  | 26.702.028 | 26.977.226
Capitaluri proprii si datorii |  |  |
Capitaluri proprii |  |  |
Capital social | 23 | 5.526.898 | 5.526.898
Rezervă din reevaluare | 23 | 11.083.763 | 11.548.962
Alte rezerve | 23 | 1.029.674 | 1.025.970
Rezultat reportat |  | 4.539.471 | 4.749.312
Total capitaluri proprii |  | 22.179.806 | 22.851.142
Datorii |  |  |
Datorii pe termen lung |  |  |
Împrumuturi bancare | 24 | 118.358 | 207.846
Datorii aferente contractelor de leasing |  | 61.511 | 70.110
Venituri în avans | 27 | 192.389 | 201.997
Datorii privind impozitul pe profit curent | 17 | 7.822 | 8.196
Datorii privind impozitul amânat | 17 | 1.396.869 | 1.460.112
Beneficiile angajaților | 16 | 139.904 | 128.596
Provizioane | 28 | 1.009.132 | 943.505
Datorii comerciale | 25 | 14.901 | 999
Alte datorii | 26 | 57.867 | 52.512
Total datorii pe termen lung |  | 2.998.753 | 3.073.873

(continuare la pagina 2)

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

SituațIA CONSOLIDATA A poziției financiare

la 31 decembrie 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Datorii curente |  |  |
Împrumuturi bancare | 24 | 94.957 | 92.887
Datorii aferente contractelor de leasing |  | 10.136 | 9.244
Datorii comerciale | 25 | 777.323 | 429.683
Datorii aferente contractelor cu clientii | 11 | 48.392 | 97.786
Datorii privind impozitul pe profit curent | 17 | 180.641 | 60.329
Venituri în avans | 27 | 5.606 | 6.146
Beneficiile angajaților | 16 | 155.541 | 147.281
Provizioane | 28 | 104.498 | 82.470
Taxa pentru producătorii de energie electrică | 13 D | - | 2.136
Alte datorii | 26 | 146.374 | 124.249
Total datorii curente |  | 1.523.468 | 1.052.211
Total datorii |  | 4.522.221 | 4.126.084
Total capitaluri proprii și datorii |  | 26.702.028 | 26.977.226

Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.

Bogdan-Nicolae BADEA |  | Radu Ioan CONSTANTIN |  | Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat |  | Membru Directorat |  | Membru Directorat
Petronel CHIRIAC |  |  |  | Marian FETITA
Director Directie Financiara |  |  |  | Manager Departament Contabilitate

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

SITUAȚIA CONSOLIDATA A PROFITULUI SAU PIERDERII ȘI ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL

PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | 2025 | 2024
Venituri | 11 | 9.619.010 | 9.122.709
Alte venituri | 12 | 40.478 | 187.615
Apă uzinată | 13 A | (444.764) | (517.805)
Cheltuieli cu beneficiile angajaților | 16 | (1.019.598) | (885.397)
Transport și distribuție de energie electrică | 13 C | (1.634.838) | (1.228.392)
Energie electrică achiziționată | 13 B | (911.358) | (208.848)
Cheltuieli cu certificatele verzi | 13 D | (354.338) | (273.534)
Amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale | 22 | (882.879) | (904.968)
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si necorporale, net | 22 | (99.463) | (39.494)
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net | 20 | (37.087) | (78.829)
Reparații, întreținere, materiale și consumabile |  | (111.529) | (92.356)
Taxa pentru producătorii de energie electrică | 13 E | (122.721) | (234.654)
Alte cheltuieli de exploatare | 13 F | (407.790) | (307.240)
Venituri din producția de imobilizări corporale |  | 85.915 | 49.221
Profit din exploatare |  | 3.719.039 | 4.588.029
Venituri financiare | 14 | 325.829 | 342.025
Cheltuieli financiare | 14 | (86.423) | (85.459)
Rezultat financiar net |  | 239.406 | 256.566
Profit înainte de impozitare |  | 3.958.445 | 4.844.595
Cheltuiala cu impozitul pe profit | 17 | (588.751) | (716.679)
Profit net |  | 3.369.694 | 4.127.916
Rezultat pe acțiune |  |  |
Rezultatul pe acţiune de bază şi diluat (RON) | 15 | 7,49 | 9,18
Alte elemente ale rezultatului global |  |  |
Ajustari ale rezervei din reevaluare, net de impozit |  | (528) | (770)
Reevaluarea imobilizărilor corporale, net de impozit | 22 | - | -
Modificari ale obligațiilor privind beneficiile determinate ale angajaților, net de impozit | 16 | 2.727 | (4.500)
Total alte elemente ale rezultatului global |  | 2.199 | (5.270)
Rezultat global |  | 3.371.893 | 4.122.646

Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.

Bogdan-Nicolae BADEA |  | Radu Ioan CONSTANTIN |  | Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat |  | Membru Directorat |  | Membru Directorat
Petronel CHIRIAC |  |  |  | Marian FETITA
Director Directie Financiara |  |  |  | Manager Departament Contabilitate

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

SITUATIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII

PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | Capital social | Rezervă din reevaluare | Alte rezerve | Rezultat reportat | Total capitaluri proprii
Sold la 1 ianuarie 2024 |  | 5.526.898 | 12.038.616 | 1.024.034 | 6.431.686 | 25.021.234
Total rezultat global |  |  |  |  |  |
Profit net |  | - | - | - | 4.127.916 | 4.127.916
Alte elemente ale rezultatului global |  |  |  |  |  |
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare a deprecierii imobilizarilor corporale | 23 | - | (770) | - | - | (770)
Modificari ale obligațiilor privind beneficiile determinate ale angajaților, net de impozit | 16 | - | - | - | (4.500) | (4.500)
Total alte elemente ale rezultatului global |  | - | (770) | - | (4.500) | (5.270)
Total rezultat global |  | - | (770) | - | 4.123.416 | 4.122.646
Tranzacții cu actionarii Societății |  |  |  |  |  |
Contribuții și distribuiri |  |  |  |  |  |
Dividende | 23 | - | - | - | (6.292.738) | (6.292.738)
Total tranzacții cu actionarii Societății |  | - | - | - | (6.292.738) | (6.292.738)
Alte modificări ale capitalurilor proprii |  |  |  |  |  |
Constituirea rezervelor legale |  | - | - | 1.936 | (1.936) | -
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizării și ieșirilor de imobilizări corporale | 23 | - | (488.884) | - | 488.884 | -
Sold la 31 decembrie 2024 |  | 5.526.898 | 11.548.962 | 1.025.970 | 4.749.312 | 22.851.142

(continuare la pagina 5)

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

SITUATIA CONSOLIDATĂ A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII

PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | Capital social | Rezervă din reevaluare | Alte rezerve | Rezultat reportat | Total capitaluri proprii
Sold la 1 ianuarie 2025 |  | 5.526.898 | 11.548.962 | 1.025.970 | 4.749.312 | 22.851.142
Total rezultat global |  |  |  |  |  |
Profit net |  | - | - | - | 3.369.694 | 3.369.694
Alte elemente ale rezultatului global |  |  |  |  |  |
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare a deprecierii imobilizarilor corporale | 23 | - | (528) | - | - | (528)
Modificari ale obligațiilor privind beneficiile determinate ale angajaților, net de impozit | 16 | - | - | - | 2.727 | 2.727
Total alte elemente ale rezultatului global |  | - | (528) | - | 2.727 | 2.199
Total rezultat global |  | - | (528) | - | 3.372.422 | 3.371.893
Tranzacții cu actionarii Societății |  |  |  |  |  |
Contribuții și distribuiri |  |  |  |  |  |
Dividende | 23 | - | - | - | (4.043.229) | (4.043.229)
Total tranzacții cu actionarii Societății |  | - | - | - | (4.043.229) | (4.043.229)
Alte modificări ale capitalurilor proprii |  |  |  |  |  |
Constituirea rezervelor legale |  | - | - | 3.704 | (3.704) | -
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizării și ieșirilor de imobilizări corporale | 23 | - | (464.672) | - | 464.672 | -
Sold la 31 decembrie 2025 |  | 5.526.898 | 11.083.763 | 1.029.674 | 4.539.471 | 22.179.806

Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.

| Bogdan-Nicolae BADEA |  | Radu Ioan CONSTANTIN |  | Ianăș RĂDOI
| Președinte Directorat |  | Membru Directorat |  | Membru Directorat
| Petronel CHIRIAC |  |  |  | Marian FETITA
| Director Directie Financiara |  |  |  | Manager Departament Contabilitate

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. gestionată în sistem dualist

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE NUMERAR

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | 2025 | 2024
Fluxuri de numerar din activități de exploatare: |  |  |
Profit net |  | 3.369.694 | 4.127.916
Ajustări pentru: |  |  |
Amortizarea imobilizărilor corporale | 22 | 879.817 | 903.129
Amortizarea imobilizărilor necorporale |  | 3.017 | 1.839
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si necorporale, net | 22 | 99.463 | 39.494
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net | 20 | 37.087 | 78.829
Reducerea valorii stocurilor |  | 495 | (879)
Castig din achizitia de filiale | 12,30 | - | (25.728)
Provizioane pentru riscuri si cheltuieli |  | 21.792 | (34.346)
Pierderi din cedari de imobilizări corporale | 13 F | 1.293 | 6.253
Pierderi din diferențe de curs valutar | 14 | 1.040 | (211)
Venituri din dobânzi | 14 | (283.174) | (332.134)
Cheltuieli cu dobânzile | 14 | 22.397 | 26.925
Efectul modificării ratei de actualizare | 14 | 65.863 | 58.476
Cheltuiala cu impozitul pe profit | 17 | 588.751 | 716.679
|  | 4.807.534 | 5.566.242
Modificări în: |  |  |
Creanțe comerciale |  | (84.372) | 1.335.451
Stocuri |  | (30.305) | (12.612)
Numerar restricționat |  | (34.066) | 80.000
Alte active |  | (32.117) | 45.644
Datorii comerciale |  | 185.842 | 21.348
Venituri în avans |  | (10.147) | 25.589
Beneficiile angajaților |  | 10.136 | 33.672
Alte datorii |  | 31.579 | 112.694
Numerar generat din activități de exploatare |  | 4.844.084 | 7.208.028
Dobânzi plătite |  | (12.239) | (18.841)
Impozit pe profit plătit |  | (531.683) | (836.254)
Numerar net din activitatea de exploatare |  | 4.300.161 | 6.352.933
Fluxuri de numerar din activitatea de investiții: |  |  |
Plăți pentru achiziția de imobilizări corporale |  | (541.450) | (284.086)
Plăți pentru achiziția de imobilizări necorporale |  | (17.445) | (325)
Incasari din rascumpararea obligațiunilor corporative |  | - | 353.332
Plăți pentru depozite detinute in scop investitional |  | (9.080.000) | (6.950.000)
Încasări din depozite detinute in scop investitional |  | 8.815.000 | 7.850.000
Dobânzi încasate |  | 265.770 | 305.880
Incasari din vanzarea imobilizarilor |  | 8.827 | -
Achizitie filiale, net de numerar achizitionat |  | - | (67.879)
Numerar net din/ (utilizat în) activitatea de investiţii |  | (549.298) | 1.206.922

(continuare la pagina 7)

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. gestionată în sistem dualist

SITUAȚIA CONSOLIDATĂ A FLUXURILOR DE NUMERAR

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)

| Notă | 2025 | 2024
Fluxuri de numerar din activitatea de finanțare: |  |  |
Rambursări de împrumuturi | 24 | (94.194) | (92.350)
Plăți aferente contractelor de leasing | 24 | (8.594) | (6.436)
Dividende plătite | 23 | (4.041.960) | (6.287.086)
Numerar net utilizat în activitatea de finanţare |  | (4.144.748) | (6.385.872)
Creșterea/(descresterea) netă a numerarului si echivalentelor de numerar |  | (393.883) | 1.173.983
Numerar şi echivalente de numerar la 1 ianuarie | 18 | 1.581.617 | 407.634
Numerar şi echivalente de numerar la 31 decembrie | 18 | 1.187.734 | 1.581.617

Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.

Bogdan-Nicolae BADEA |  | Radu Ioan CONSTANTIN |  | Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat |  | Membru Directorat |  | Membru Directorat
Petronel CHIRIAC |  |  |  | Marian FETITA
Director Directie Financiara |  |  |  | Manager Departament Contabilitate

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE

(a) Informații generale despre Grup

Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica S.A. („Societatea” sau „Hidroelectrica”) este o societate pe actiuni, înregistrată în România. Sediul social al Societății este Bd. Ion Mihalache nr. 15-17, Clădirea Tower Center, etajele 10-15, Sector 1, București. Societatea este inregistrata la Oficiul Registrului Comertului sub nr. J40/7426/2000 si are cod unic de inregistrare 13267213.

Aceste situații financiare consolidate includ Societatea și filialele sale (denumite împreună „Grupul”).

Grupul are ca principale obiecte de activitate producerea de energie electrică (hidro și eoliană) și furnizarea de energie electrică consumatorilor finali.

La 31 decembrie 2025, Statul Roman prin Ministerul Energiei are o detinere de 360.094.390 actiuni, reprezentand 80,0561% din capitalul social si din totalul drepturilor de vot. Restul actiunilor sunt tranzactionate pe Bursa de Valori Bucuresti dupa cum urmeaza: 75.600.136 actiuni, reprezentand 16,8074% din capitalul social sunt detinute de catre persoane juridice si 14.108.041 actiuni reprezentand 3,1365% din capitalul social sunt detinute de catre persoane fizice.

Societatea este administrată în sistem dualist, de către Consiliul de Supraveghere și Directorat.

Intre 23 iunie si 4 iulie 2023, Societatea a derulat o oferta publica intiala. Alocarea actiunilor a fost realizata in data de 5 iulie 2023, oferta totala cuprinzand intreaga detinere a Fondului Proprietatea, si anume 89.708.177 actiuni, reprezentand 19,9439% din capitalul social al Societatii.

Prima zi de tranzactionare a actiunilor Hidroelectrica la Bursa de Valori Bucuresti a fost 12 iulie 2023.

Lista filialelor

La 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 Hidroelectrica are următoarele filiale:

Filiala | Activitatea | Sediul social | % participație la 31 decembrie 2025 | % participație la 31 decembrie 2024
Hidroserv S.A. (societate în reorganizare) | Servicii în sectorul energetic (întreținere, reparații, construcții) | București, România | 100% | 100%
Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice S.R.L. | Fabricarea de motoare și turbine | Reșita, România | 100% | 100%

Hidroserv S.A. a intrat în procedura de insolvență în octombrie 2016. În 2020, a fost aprobat un plan de reorganizare a filialei de către Adunarea Creditorilor si confirmat de judecătorul sindic. În data de 25 iunie 2025, procedura insolvenței a fost fina l izată.

În 22 februarie 2023, Societatea a fost declarată caștigatoare a procedurii de vânzare a liniilor de business ABC și platforma Calnicel, ale UCM Resita SA. În ianuarie 2024, Societatea a înființat o nouă filială, Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice S.R.L., prin care a preluat afacerea de la U.C.M. Resita SA. Tranzacția a fost finalizată în data de 11 martie 2024.

Toate veniturile sunt obținute in Romania.

(b) Cadrul legislativ

Activitatea în sectorul energetic este reglementată de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei ("ANRE").

Principalele responsabilități ale ANRE includ: licențierea entităților care activează în sectorul energetic, emiterea reglementărilor aplicabile pieței energiei electrice, aprobarea prețurilor și tarifelor reglementate și emiterea metodologiilor pentru stabilirea prețurilor și tarifelor reglementate.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

(c) Principalele activități ale Grupului

Producerea de energie electrică și servicii de sistem

Grupul produce energie electrică prin exploatarea a 188 de hidrocentrale și microhidrocentrale, inclusiv 5 statii de pompare (principalele capacitati de producție fiind Porțile de Fier I si Porțile de Fier II , care reprezintă aproximativ 40% din totalul energiei electrice produse) și 36 de turbine eoliene de câte 3 MW fiecare.

Energia electrică produsă este vândută atât pe piața angro, cât și pe piața cu amănuntul (furnizare către consumatorii finali).

La 1 ianuarie 2023 a fost implementat de Guvern un mecanism de achizitie centralizata a energiei electrice, prin care producatorii de energie electrica vor vinde cantitatea de energie electrica disponibila (necontractata pana in noiembrie 2022) catre operatorul pietei, OPCOM, la pretul fix de 450 LEI/MWh.

În martie 2024 Guvernul a emis o noua Ordonanta de Urgenta (OUG nr. 32/28.03.2024) prin care, începând cu data de 01 Aprilie 2024, mecanismul MACEE devine voluntar, lăsând producătorilor posibilitatea de a vinde energia la prețul de 400 lei/MWh până la data de 31 decembrie 2024. Astfel, pentru anul 2024, prețul plătit de achizitorul unic (OPCOM) producătorilor de energie electrică care vând energia electrică prin intermediul MACEE în cadrul licitațiilor lunare este după cum urmează:

• 450 lei/MWh pentru energia contractată până la data de 31 martie 2024;

• 400 lei/MWh pentru energia contractată începând cu data de 1 aprilie 2024.

Începând cu 1 ianuarie 2025, mecanismul de achiziție centralizată a energiei electrice a fost eliminat.

Hidroelectrica S.A. furnizează, de asemenea, servicii de sistem către operatorul sistemului energetic național, Transelectrica. Serviciile de sistem presupun punerea la dispoziția Transelectrica a unei capacități convenite de producere a energiei electrice într-o anumită perioadă de timp, astfel încât să permită operatorului de sistem să realizeze echilibrarea permanentă a sistemului energetic.

Furnizarea de energie electrică consumatorilor finali

Piața energiei electrice pentru consumatorii finali din România este liberalizată și toți consumatorii sunt liberi să își aleagă furnizorul de energie electrică de la care pot achiziționa energie electrică la prețuri negociate.

Grupul furnizează energie electrică la tarife negociate atât consumatorilor industriali, cât și consumatorilor casnici. Tariful de furnizare include, pe lângă prețul energiei electrice, costurile de transport și distribuție a energiei electrice (a se vedea politica contabilă 6 c)), contribuția la schema de sprijin pentru cogenerarea de inalta eficienta și costul certificatelor verzi (a se vedea secțiunea privind certificatele verzi).

Începând cu 1 noiembrie 2021, din cauza creșterii semnificative a prețurilor energiei pe piețele internaționale și naționale și a impactului acestora asupra consumatorilor din România, Guvernul a implementat scheme de sprijin pentru consumatori, după cum urmează:

- plafonarea tarifelor de furnizare a energiei electrice pentru consumatorii casnici și non-casnici pana la 30 iunie 2025. Diferenta intre pretul plafonat si costul recunoscut de reglementator a fost compensat parțial prin subventie care sa acopere impactul din instituirea acestui mecanism. Pe măsură ce Grupul depune cererile de rambursare la autoritățile competente, în conformitate cu legislația în vigoare, creanța și venitul aferent sunt înregistrate în contabilitate (Nota 11). Impactul acestui mecanism asupra performanței financiare a Grupului în anul 2025 a fost diminuarea veniturilor ca urmare a plafonării prețurilor cu 46 milioane RON.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Certificate verzi („CV”)

În calitate de producător de energie electrică din surse regenerabile (energie eoliana si energie hidroelectrică în microhidrocentrale retehnologizate cu o capacitate instalată de cel mult 10MW și cu o durată de funcționare de cel puțin 15 ani de la data punerii în funcțiune, precum si energie eoliana), Grupul primeste certificate verzi prin schema de sprijin a certificatelor verzi.

În anul 2025, Grupul a primit 3 certificate verzi pentru fiecare MWh produs în microhidrocentrala eligibila și 0,75 certificate verzi pentru fiecare MWh produs de parcul eolian. În anul 2024 Grupul a primit între 2,92 și 3 certificate verzi pentru fiecare MWh produs de parcul eolian. În 2025, Grupul a generat din portofoliu propriu de producție 24.635 CV din centrala hidroelectrica și 197.813 CV din grupuri eoliene (parcul eolian CEE Crucea Nord) (2024: 28.089 CV din centrale hidroelectrice și 217.200 CV din grupuri eoliene).

Prețul de vânzare trebuie să se incadreze între valorile minime și maxime stabilite de lege:

(a) o valoare minimă de tranzacționare de 29,4 EUR /CV și

(b) o valoare maximă de tranzacționare de 35 EUR /CV.

În calitate de furnizor de energie electrică, Grupul este obligat să achiziționeze un număr de certificate verzi calculat prin inmultirea cotei anuale obligatorii de cumparare a certificatelor verzi cu cantitatea (in MWh) de energie electrică furnizată consumatorilor finali. ANRE stabilește nivelul anual al cotei obligatorii de cumparare a certificatelor verzi. Grupul este eligibil să primească certificate verzi pentru producția parcului eolian Crucea, care sunt utilizate pentru a stinge parțial obligația de respectare a cotei anuale obligatorii. Diferența este achiziționată de Societate pentru atingerea cotei, iar Grupul recunoaște contravaloarea necesară pentru achiziționarea certificatelor verzi pentru îndeplinirea cotei în „Datorii comerciale”.

Cota aplicabila pentru 2025 este 0,49983 certificate verzi pe MWh (cota aplicabila 2024: 0,496 certificate verzi pe MWh).

Taxa pentru producatorii de energie electrica

Taxa pentru producatorii de energie electrica este calculata prin aplicarea procentului de 100% asupra pretului mediu de vânzare al energiei electrice care depășește prețul de 400 MWh aplicabilă până la 31 martie 2025.

Ȋn februarie 2025, Guvernul a emis o nouă Ordonanţă de Urgenţă (OUG nr. 6/27.02.2025) prin care se prelungeste aplicabilitatea taxei cu o perioda de 3 luni pana la 30 iunie 2025. Ȋncepând cu data de 01 aprilie 2025, taxa pentru producătorii de energie este calculată prin aplicarea procentului de 80% (scazut de la 100%) asupra diferenţei dintre preţul mediu net lunar de vânzare și preţul de 400 RON pe MWh.

Prețul mediu net lunar de vânzare este calculat pe baza vânzărilor lunare ale segmentului de producere de energie electrică, din producție proprie, care includ și valoarea energiei electrice transferate în cadrul aceleiași entități din portofoliul de producător (segmentul de producere) în portofoliul de furnizor (segmentul de furnizare), minus cheltuielile lunare cu dezechilibre.

Taxa pe constructii

Începând cu 1 ianuarie 2025, a fost introdus impozitul pe construcții prin Ordonanța de Urgență a Guvernului (OUG) 156/2024, cu modificările ulterioare, calculat ca 0,5% din valoarea contabilă netă a construcțiilor eligibile deținute la 31 decembrie a anului precedent, precum și a construcțiilor care fac obiectul unui contract de concesiune.

Grupul a înregistrat o cheltuială cu impozitul de 51.133 mii lei pentru perioada încheiată la 31 decembrie 2025.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

2. BAZELE CONTABILITĂȚII

Aceste situații financiare consolidate au fost întocmite în conformitate cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară adoptate de Uniunea Europeană („IFRS-UE”).

Aceste situatii financiare sunt intocmite in vederea respectarii obligatiilor de raportare prevazute de Legea nr.24/2017 privind emitentii de instrumente financiare si operatiuni de piata si modificarile aferente.

Situațiile financiare consolidate au fost autorizate pentru emitere de către Directoratul Societatii la data de 25.03.2026 si de catre Consiliul de Supraveghere la data de 26.03.2026.

Grupul intocmeste si un set original de situații financiare consolidate în conformitate cu IFRS-EU in limba engleza aprobate la aceeasi data cu aceste situatii financiare.

Aceste situații financiare consolidate au fost întocmite pe baza continuității activității. Informatii despre politicile contabile ale Grupului sunt incluse în Nota 7.

Grupul a intocmit de asemenea situații financiare consolidate în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 cu modificarile ulterioare ("OMFP nr.2844/2016").

3. MONEDA FUNCȚIONALĂ ȘI MONEDA DE PREZENTARE

Aceste situații financiare consolidate sunt prezentate în lei românești (RON), aceasta fiind si moneda funcțională a Societății mamă și a filialelor bazate pe evaluări distincte conform IAS 21. Toate sumele au fost rotunjite la cea mai apropiată mie, cu excepția cazului în care este indicat altfel.

4. MODIFICĂRI ALE POLITICII CONTABILE ȘI ALE INFORMAȚIILOR DE PREZENTAT

In continuare sunt prezentate noile standarde, amendamente și interpretări la standardele existente, adoptate începând cu 1 ianuarie 2025, precum și efectul acestora asupra pregătirii situațiilor financiare ale Grupului pentru anul încheiat la 31 decembrie 2025.

Standardele/modificările care sunt în vigoare și au fost aprobate de Uniunea Europeană

Politicile contabile adoptate sunt consecvente cu cele din exercițiul financiar precedent, cu excepția următorului Standard IFRS care, însă, nu este relevant pentru Grup:

- IAS 21 – Efectele variației cursurilor de schimb valutar: lipsa unui curs de schimb oficial (amendamente). Modificările intră în vigoare pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2025.

Standardele/modificările care nu sunt încă în vigoare, dar au fost aprobate de Uniunea Europeană

- IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentare - Clasificarea și masurarea Instrumentelor Financiare (Amendamente). În mai 2024, IASB a emis amendamente la Clasificarea și Măsurarea Instrumentelor Financiare, care modifică standardele IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări, iar acestea sunt aplicabile pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2026, cu adoptarea anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ.

- IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări - Contracte care fac referire la energie electrică dependentă de factori naturali (Amendamente). În decembrie 2024, IASB a emis modificări specifice pentru o mai bună prezentare a contractelor care fac referire la energia electrică dependentă de factori naturali, amendamente care modifica IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări, acestea intra în vigoare pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2026, cu adoptarea anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ.

- Îmbunătățiri anuale ale standardelor de contabilitate IFRS – Volumul 11. În iulie 2024, IASB a emis Îmbunătățiri anuale ale standardelor de contabilitate IFRS – Volumul 11. O entitate trebuie să adopte aceste amendamente pentru perioadele de raportare anuală care încep la sau după 1 ianuarie 2026. Adoptarea anticipată este permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Standardele/modificările care nu sunt încă în vigoare și nu au fost încă aprobate de Uniunea Europeană

- IFRS 18 Prezentare și descriere în situațiile financiare. În aprilie 2024, IASB a emis IFRS 18 Prezentarea și descrierea în situațiile financiare, care înlocuiește IAS 1 - Prezentarea Situațiilor Financiare, acesta intra în vigoare pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2027, cu adoptarea anticipată permisă. În perioadele de raportare următoare. Grupul este în curs de a identifica impactul amendamentelor asupra situațiilor financiare și a notelor acestora. Impactul estimat asupra situațiilor financiare se referă la:

- Diferențele de curs valutar vor fi clasificate în categoria în care sunt incluse veniturile și cheltuielile aferente elementului care generează diferențele de curs valutar

- Vor fi introduse noi prezentări de informații: (a) indicatori de performanță definiți de conducere; (b) cheltuieli specifice după natură, în cazul în care cheltuielile sunt prezentate după natură în categoria operațională a situației profitului sau pierderii; și (c) o reconciliere pentru fiecare element din situația profitului sau pierderii între valorile retratate prezentate prin aplicarea IFRS 18 și valorile prezentate anterior prin aplicarea IAS 1.

- Dobânzile încasate și dobânzile plătite vor fi clasificate în activitățile de finanțare.

- IFRS 19 – Filiale fără răspundere publică: prezentări de informații (inclusiv amendamente). În mai 2024, IASB a emis IFRS 19 Filiale fără răspundere publică: prezentări de informații, care va intra în vigoare pentru perioadele de raportare anuală care încep la sau după 1 ianuarie 2027, cu adoptarea anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ

- IAS 21 Efectele variatiei cursurilor de schimb valutar: Conversia într-o monedă de prezentare hiperinflaționistă (Amendamente). În noiembrie 2025, IASB a emis amendamente privind conversia într-o monedă de prezentare hiperinflaționistă, care modifică IAS 21 Efectele variatiei cursurilor de schimb valutar, iar acestea devin aplicabile pentru perioadele de raportare anuale care încep la sau după 1 ianuarie 2027, aplicarea anticipată fiind permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ

- Amendament la IFRS 10 – Situații financiare consolidate și IAS 28 – Investițiile în entitățile asociate și în asocierile în participație: Vânzarea sau aportul de active între un investitor și entitatea asociată sau asocierea în participație. În decembrie 2015, IASB a amânat pe termen nelimitat data de intrare în vigoare a acestui amendament, în așteptarea rezultatului proiectului său de cercetare privind metoda punerii în echivalență..

5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE

La întocmirea acestor situații financiare consolidate, conducerea a elaborat raționamente și estimări care afectează aplicarea politicilor contabile ale Grupului și valorile raportate ale activelor, datoriilor, veniturilor și cheltuielilor. Rezultatele efective pot diferi de aceste estimări.

Estimările și ipotezele care stau la baza acestora sunt revizuite periodic. Revizuirile estimărilor sunt recunoscute prospectiv.

a) Raționamente

Informații despre raționamentele făcute în aplicarea politicilor contabile care au cele mai semnificative efecte asupra sumelor recunoscute în situațiile financiare sunt prezentate mai jos:

a1) Contract de concesiune

În noiembrie 1998 a fost emisă Legea nr. 213/1998 care reglementează statutul domeniului public. Această lege prevede că dreptul de proprietate asupra bunurilor din domeniul public aparține statului sau autorităților locale, care pot închiria bunurile aflate în proprietate publică. În conformitate cu prevederile Legii nr. 213/1998 și ale Legii nr. 219/1998, Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei) a închiriat Societății amenajările hidroenergetice (baraje, diguri, ecluze, lacuri de acumulare) și terenurile pe care se află acestea. Astfel, în decembrie 2004, a fost încheiat contractul de concesiune nr. 171/27.12.2004 între Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei) (concedent) si Societate (concesionar) pentru activele hidroenergetice aflate în patrimoniul public la 31 decembrie 2003.

Principalele clauze ale contractului de concesiune si modificările sale ulterioare sunt următoarele:

- Statul, prin Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei), deține dreptul de proprietate asupra activelor de domeniul public care fac obiectul contractului;

- Grupul are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioadă de 49 de ani de la data semnării (perioada poate fi prelungită în conformitate cu prevederile legii concesiunilor, cu jumătate din perioada inițială, prin acordul comun al părților), în scopul exploatării, reabilitării, modernizării, retehnologizării, precum și construcției de noi amenajări hidroenergetice, conform programelor de investiții;

- Societatea plătește o redevență anuală de 1/1000 din veniturile anuale din producția de energie electrică și servicii de sistem produse in hidrocentrale;

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

- La încetarea contractului, anumite active care au fost utilizate de concesionar în derularea concesiunii vor fi restituite concedentului, dupa cum este explicat mai jos;

- Societatea are obligația de a utiliza activele în conformitate cu prevederile contractului de concesiune și ale licenței de funcționare.

Contractul de concesiune prevede următoarele tipuri de active:

- Bunuri de retur – active din domeniul public care aparțin concedentului și care sunt restituite concedentului cu titlu deplin, gratuit și libere de orice sarcini, la încetarea contractului de concesiune. Bunurile de retur sunt active din domeniul public cum ar fi baraje, diguri, ecluze, care fac obiectul concesiunii/leasingului, precum și cele rezultate din investiții/modernizari ale acestor active efectuate de Societate în perioada contractului de concesiune. Societatea amortizează aceste investitii/modernizari pe durata minima dintre perioada rămasă a contractului de concesiune și durata de viață utilă a acestor active.

- Bunuri de preluare – active care aparțin concesionarului și sunt utilizate de concesionar în perioada concesiunii și care sunt similare ca natură cu activele din domeniul public de mai sus (amenajari de terenuri, construcții, instalații speciale și echipamente tehnologice), asupra cărora, la încetarea contractului de concesiune, concedentul are opțiunea de preluare în schimbul unei plăți egale cu „valoarea contabilă actualizata” la data preluării. În interpretarea Societății, „valoarea contabilă actualizata” este valoarea contabilă netă la data preluării și, având în vedere că Societatea utilizează modelul reevaluarii, această valoare va fi valoarea reevaluată la acea dată. Aceste active sunt amortizate pe durata lor de viață utilă estimată.

- Bunuri proprii – active care, la încetarea contractului de concesiune, rămân în proprietatea concesionarului. Bunurile proprii sunt activele (construcții, instalații speciale, echipamente tehnologice, aparate de măsură și control, mijloace de transport, mobilier, echipamente de birou, echipamente de protecție și alte imobilizări corporale) care aparțin concesionarului și sunt utilizate de acesta în perioada concesiunii, cu excepția bunurilor de preluare. Aceste active sunt amortizate pe durata lor de viață utilă estimată.

In analiza aplicării IFRIC 12 „Acorduri de concesiune a serviciilor”, Grupul a luat în considerare următoarele caracteristici ale acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat în analiza contractului de concesiune:

a) Concedentul controlează sau reglementează tipul de servicii pe care concesionarul trebuie să le presteze in cadrul infrastructurii, cui trebuie să le presteze și la ce preț; și

b) Concedentul controlează - prin dreptul de proprietate, dreptul la beneficiu sau in alt mod – orice interes rezidual semnificativ în infrastructură l a sfarsitul termenului acordului.

Grupul a concluzionat că nu se încadrează în aria de aplicare a IFRIC 12 deoarece nu îndeplinește caracteristica a) de mai sus, concedentul nu reglementează cui trebuie să presteze concesionarul serviciul și la ce preț. Grupul a considerat că mecanismul de fixare a prețurilor introdus de Guvern începând cu 1 ianuarie 2023 nu afectează această concluzie, deoarece acest mecanism este temporar și se aplică numai unei părți din producție.

Grupul recunoaște redevența aferenta contractului de concesiune în Alte cheltuieli de exploatare.

a2) Leasing și modernizari ale bunurilor de retur

In analiza aplicării IFRS 16 „Contracte de leasing” asupra contractului de concesiune prezentat mai sus, Grupul a luat în considerare următoarele criterii pentru a determina dacă acest contract conține un contract de leasing:

a) locatarul are dreptul de a obține în esență toate beneficiile economice din utilizarea activului identificat;

b) locatarul are dreptul de a dispune cu privire la utilizarea activului identificat.

Grupul a concluzionat că ambele criterii sunt îndeplinite și, în consecință, contractul de concesiune conține un contract de leasing, deoarece Ministerul Energiei a transferat Grupului dreptul de a controla utilizarea activelor din domeniul public (bunuri de retur) în schimbul unei redevențe. Conform IFRS 16, Grupul a determinat valoarea contabilă a activului aferent dreptului de utilizare și valoarea datoriei de leasing aferente acestui contract ca fiind zero, deoarece plățile viitoare de leasing sunt variabile și depind de veniturile Societății, redevența fiind calculată ca procent din venituri.

În ceea ce privește modernizarile efectuate in legatura cu bunurile de retur, Grupul a concluzionat că acestea reprezintă modernizari ale unui activ in sistem de leasing pentru care Grupul este „proprietar contabil”, în sensul că aceste modernizari servesc interesului Grupului, în calitate de locatar, de a utiliza și controla activele in sistem leasing. În consecință, Grupul a recunoscut modernizarile bunurilor de retur ca imobilizări corporale. Grupul amortizează aceste active pe durata cea mai mică dintre perioadă rămasă a contractului de concesiune și durata de viață utilă a acestor active.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Grupul consideră că următoarele considerente indică faptul că Grupul este „proprietarul contabil” al modernizarilor efectuate:

a) Ministerul Energiei, în calitate de locator, nu rambursează Grupului, în calitate de locatar, costul modernizarilor efectuate. În consecință, modernizarile sunt finanțate integral din sursele Grupului, iar Grupul este responsabil pentru suportarea costurilor;

b) Grupul nu are obligația de a face modernizari ale bunurilor de retur. Deciziile privind modernizarea bunurilor de retur sunt luate de Grup în funcție de nevoile sale de a utiliza aceste active și sunt efectuate exclusiv pentru utilizarea preconizată de către Grup a activelor închiriate;

c) Grupul are permisiunea de a aduce modificari modernizarilor de active închiriate, fără consimțământul locatorului sau fără a compensa locatorul;

d) Modernizarile sunt efectuate pe riscul și responsabilitatea Grupului (Grupul isi asuma riscul depășirii costurilor) și nu sunt disponibile concedentului până la incetarea contractului de concesiune.

a3) Unități generatoare de numerar ("UGN")

O unitate generatoare de numerar este cel mai mic grup identificabil de active care generează intrări de numerar din utilizarea continuă, care sunt în mare măsură independente de intrările de numerar generate de alte active sau grupuri de active.

Grupul a concluzionat că activele aferente hidrocentralelor reprezintă o singură unitate generatoare de numerar,, în principal pe baza următoarelor considerente:

- Grupul detine o singură licență de producere a energiei hidroelectrice care acoperă toate centralele electrice în ansamblu;

- licența stipulează obligația Grupului de a menține disponibilitatea capacităților sale de producție în ansamblu;

- decizia de producere a energiei electrice într-o hidrocentrală se face pe baza condițiilor tehnice de funcționare ale celorlalte hidrocentrale;

- echilibrarea energiei electrice contractate și produse se face la nivelul Societății și nu la nivelul centralelor individuale;

- contractele sunt încheiate pe baza energiei electrice totale estimate a fi produsă într-o anumită perioadă în toate hidrocentralele Grupului, iar prețul este stabilit pentru întreaga producție.

Grupul are diferite proiecte de investiții aflate în curs de execuție, legate de active hidroenergetice cu funcții complexe/multiple, pentru care pot fi realizate estimări fiabile ale fluxurilor viitoare de numerar, fiind testate individual de depreciere. În ceea ce privește Parcul Eolian Crucea, Grupul a concluzionat, de asemenea, că acesta reprezintă o UGN individuală și separată.

a4) Obligații de dezafectare

Ordinul Ministerului Apelor și Mediului nr. 119 din 11 februarie 2002 privind aprobarea Procedurii de trecere în conservare, post-utilizare sau abandonare a barajelor prevede procedurile de post utilizare și abandonare a barajelor (inclusiv diguri, hidrocentrale și ecluze) care trebuie efectuate de către deținătorii de baraje în anumite condiții prevăzute de lege. Societatea nu are nicio obligație legală sau contractuală de dezafectare și refacere a amplasamentului, altele decât cele care decurg din Ordinul nr. 119, care sunt prezentate în paragrafele de mai jos.

Detinatorii de baraj sunt definiți prin OUG nr. 244 din 28 noiembrie 2000 (republicată) privind siguranța barajelor ca persoane juridice cu orice titlu, care au în pastrare, proprietate și/sau administrare un baraj.

Post-utilizarea se referă la barajele care si-au indeplinit durata normala de functionare și care pot fi utilizate în continuare in alte scopuri decât cele pentru care au fost construite inițial. Post-utilizarea necesită punerea in aplicare a unui ansamblu de măsuri și lucrări care sa asigure noua funcționalitate a barajului în condiții de siguranță pentru protectia populației și a mediului. Măsurile și lucrările necesare se realizează atât prin grija detinatorului sau administratorului barajului, cât și a post-utilizatorului.

Post-utilizarea barajelor se propune de către deținătorii barajelor și se aprobă prin ordin al ministrului in subordinea, coordonarea sau autoritatea caruia se afla entitatea care deține barajul, pe baza avizului Ministerului Apelor și Mediului.

După executarea lucrărilor prevazute in proiectul de post-utilizare, se efectuează predarea-preluarea între fostul detinator și post-utilizator.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Abandonarea se referă la barajele terminate sau neterminate, cu sau fără durata normala de viață depasita, care nu mai pot fi ținute în funcțiune sau post-utilizate din cauza imposibilității tehnice sau a costurilor foarte ridicate și care, în același timp, reprezintă un potențial pericol pentru populație și mediu. Abandonarea necesită punerea in aplicare a unui ansamblu de măsuri și lucrări pentru dezafectarea barajului, reconstrucția ecologică a zonei și asigurarea corespunzatoare a curgerii debitelor lichide și solide, inclusiv a debitului maxim de apă în secțiunea barată. Măsurile şi lucrările necesare se realizează prin grija detinatorului sau a administratorului barajului şi trebuie să asigure condiţiile de curgere existente anterior executării barajului.

Evenimentele declanșatoare ale operațiunilor de abandonare a barajelor includ:

- solicitarea deținătorilor barajelor, atunci când acestia constată că nu se pot indeplini cerințele de performanță necesare conform legii, barajele prezentând un risc asociat inacceptabil;

- dispoziţia organelor de control, în urma unor expertize efectuate care arată că barajele prezintă un risc asociat inacceptabil, constituind un real pericol pentru populaţie şi mediu;

- accidente, atunci când concluziile expertizei specifica expres abandonarea din cauza costului foarte ridicat al refacerilor necesare, precum și neîndeplinirea cerințelor de performanță și a criteriilor de siguranță etc.

Recepția lucrărilor de dezafectare și reconstrucție ecologică se realizează de reprezentanți ai deținătorului barajului și ai administrației publice centrale sau locale, care preia în folosință zona respectivă, prin încheierea unui proces-verbal de predare-preluare.

Statul Roman, prin Ministerul Economiei si Comerțului, în prezent Ministerul Energiei, deține dreptul de proprietate asupra amenajărilor hidroenergetice (baraje, diguri, ecluze, lacuri de acumulare) și terenurilor pe care acestea sunt amplasate, care aparțin domeniului public și care fac obiectul contractului de concesiune menționat mai sus. Grupul are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioadă de 49 de ani (28 ani ramasi la 31 decembrie 2025).

Conform contractului de concesiune, Grupul are dreptul ca pe parcursul contractului să abandoneze sau să dezactiveze active care fac parte din domeniul public, cu acordul concedentului.

Grupul consideră că, în conformitate cu prevederile și practicile legale aplicabile, abandonarea are loc în situații extreme, când barajele devin un risc inacceptabil cu impact asupra mediului și populației. Având în vedere că aceste construcții au funcțiuni complexe în plus față de producerea de energie electrică, inclusiv protecția împotriva inundațiilor, alimentarea cu apă, irigatii etc., post-utilizarea este modul uzual prin care aceste construcții vor fi transferate administrației publice centrale sau locale, după ce nu mai pot fi utilizate în scopuri de producere a energiei electrice.

Lucrările necesare pentru post-utilizare se stabilesc prin documentație tehnică întocmită pe baza unei evaluări a stării de siguranță a barajului la acel moment, realizată de experți atestați de ministere și atestați/avizați de Ministerul Apelor și Mediului.

Lucrările de abandonare se realizează pe baza unei documentații speciale întocmite cu avizul autoritatii de gospodarire a apelor, acordul de protecție a mediului și avizul administrației publice locale și centrale. Aceste documentații și avize vor stabili activitățile necesare pentru abandonare.

Lucrările și costurile pentru post-utilizare sau abandonare sunt supuse unor incertitudini semnificative cauzate de faptul că rata de degradare și durata de viață a unui baraj variază semnificativ de la un caz la altul (unele ar putea ajunge la mai mult de 100 de ani), precum și de complexitatea și varietatea lucrărilor care pot fi necesare pentru trecerea in post-utilizare sau abandonare, în funcție de starea fizica a fiecărui baraj la momentul intrării în post-utilizare sau al abandonarii, de împărțirea costurilor între detinator și post-utilizator, precum și de perioada foarte indelungata de timp din prezent până la momentul în care ar fi efectuate lucrările de abandonare, dacă este cazul. De asemenea, există incertitudini semnificative legate de evoluția gradului de degradare și de determinarea duratei de viață efective a unui baraj, care sunt dependente de dezastre naturale (inundații, alunecări de teren, cutremure etc.) și de rezistenta construcției.

În plus, Grupul estimează că până la incetarea contractului de concesiune (perioada rămasă fiind de 28 de ani la 31 decembrie 2025) apariția situațiilor care sa necesite post-utilizarea sau abandonarea activelor din domeniul public sau a activelor proprii – diguri, hidrocentrale și ecluze (altele decât imobilizarile în curs de executie descrise în Nota 22) este improbabilă, având în vedere durata de viață indelungata a barajelor, care poate fi extinsă semnificativ peste 100 de ani prin mentenanta și modernizari.

În consecință, Grupul recunoaște provizioane de dezafectare numai atunci când conducerea a luat decizia de a abandona un activ sau de a-l trece la post-utilizare sau nu a avut nicio alternativa realista decat să facă acest lucru în timpul perioadei de concesiune. Provizioanele sunt recunoscute pe baza costurilor rezultate din documentația tehnică întocmită de specialiști angajați de Grup.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

a5) Contracte de vânzare-cumpărare de energie electrică

În conformitate cu IFRS 9 „Instrumente financiare”, un contract de cumpărare sau vânzare a unui element nefinanciar (inclusiv energie electrică) poate fi clasificat și recunoscut ca instrument financiar. În conformitate cu paragrafele 2.4 și 2.6 ale IFRS 9, în cazul în care contractele de cumpărare sau vânzare a elementelor nefinanciare pot fi decontate net în numerar sau într-un alt instrument financiar sau prin schimbul de instrumente financiare, inclusiv în cazul în care activul-suport se poate converti fara dificultati în numerar, acestea intră în aria de aplicare al IFRS 9. Standardul prevede o exceptie de la aplicarea IFRS 9 pentru contractele care sunt initiate și continuă să fie deținute în scopul primirii sau livrării unui element nefinanciar în conformitate cu cerințele preconizate de entitate cu privire la cumpărare, vânzare sau utilizare („exceptia aferenta utilizarii proprii”).

Energia electrică este un activ care se poate converti fara dificultati în numerar și, prin urmare, conducerea a efectuat o analiză pentru a determina dacă exceptia aferenta utilizarii proprii se aplică contractelor sale.

Principalele considerente sunt:

- Grupul este producător de energie electrică și intenția și scopul exclusiv este de a vinde toată energia electrică produsă;

- contractele de vânzare forward sunt încheiate cu intenția exclusiva de a livra energia electrică produsă; Grupul nu acționează ca un broker/dealer de energie electrică;

- tranzacțiile de vânzare-cumpărare pe piețele spot (piața pentru ziua următoare, piața intra-zilnica și piața de echilibrare) sunt încheiate numai pentru îndeplinirea necesitatilor de vânzare și responsabilității de echilibrare a Grupului;

- în 2020, Grupul a început să fie activ în sectorul furnizării de energie electrică (vânzarea de energie electrică către consumatori finali), acționând, de asemenea, ca furnizor de servicii (inclusiv serviciul de relatii cu clienții); și

- Grupul a utilizat pe scară redusă contracte forward de achiziție de energie electrică, scopul acestora fiind acoperirea necesarului de angajamente contractuale pentru livrările către consumatorii finali.

Grupul a concluzionat că exceptia aferenta utilizarii proprii se aplică tuturor contractelor sale de vânzare și cumpărare de energie electrică în 2025 si 2024 și, prin urmare, nu intră în aria de aplicare a IFRS 9.

b) Ipoteze și incertitudini asociate estimarilor

Informații cu privire la ipotezele și incertitudinile asociate estimarilor la data de raportare care prezintă un risc semnificativ de a conduce la o ajustare semnificativă a valorilor contabile ale activelor și datoriilor în anul financiar următor sunt incluse în următoarele note:

- Nota 22 – ipoteze cu privire la reevaluarea imobilizărilor corporale;

- Nota 22 – ipoteze cu privire la determinarea valorii recuperabile a imobilizarilor în curs de executie;

- Nota 7 h) și i) – estimări ale duratelor de viață utilă ale imobilizărilor corporale și necorporale;

- Nota 13 E – estimări în legatura cu prețul de transfer al energiei electrice între activitatea de producție și activitatea de furnizare utilizate in calculul taxei pentru producătorii de energie electrică;

- Notele 28 și 31 – recunoașterea și evaluarea provizioanelor și a datoriilor contingente;

- Notele 7 l), 20 și 29 b) – determinarea pierderilor din credit preconizate pentru creanțele comerciale;

- Nota 16 – evaluarea obligațiilor privind planurile de beneficii determinate și alte beneficii pe termen lung ale angajaților: principalele ipoteze actuariale;

- Nota 28 – estimari aferente provizioanelor de dezafectare.

Determinarea valorilor juste

Un numar de politici contabile și prezentări de informatii ale Grupului necesită determinarea valorilor juste pentru activele și datoriile financiare și activele nefinanciare (imobilizări corporale).

Atunci când determina valoarea justă a unui activ sau a unei datorii, Grupul utilizează date de intrare observabile pe piață in masura in care este posibil. Valorile juste sunt clasificate în cadrul diferitelor nivele ale ierarhiei valorii juste pe baza datelor de intrare utilizate în tehnicile de evaluare, după cum urmează:

- Nivelul 1: prețuri cotate (neajustate) pe piețe active pentru active sau datorii identice;

- Nivelul 2: date de intrare, altele decât prețurile cotate incluse în Nivelul 1, care sunt observabile pentru activ sau datorie, fie direct (adică sub formă de prețuri), fie indirect (adică derivate din prețuri);

- Nivelul 3: date de intrare pentru activ sau datorie care nu se bazează pe date observabile pe piață (date de intrare neobservabile).

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Dacă datele de intrare utilizate pentru a determina valoarea justă a unui activ sau a unei datorii sunt clasificate în cadrul diferitelor nivele ale ierarhiei valorii juste, atunci evaluarea la valoare justa este clasificată în întregime la același nivel al ierarhiei valorii juste cu cel mai jos nivel al datelor de intrare semnificative pentru întreaga evaluare.

Grupul recunoaște transferurile între nivelele ierarhiei valorii juste la sfârșitul perioadei de raportare în care a avut loc modificarea.

Informații suplimentare despre ipotezele utilizate în evaluarea la valoare justa sunt incluse în următoarele note:

- Nota 22: imobilizări corporale;

- Nota 29: instrumente financiare.

Riscuri asociate schimbărilor climatice

Hidroelectrica se confruntă cu riscuri legate de schimbările climatice, care pot influența disponibilitatea resurselor de apă, un factor esențial în producția de energie hidroelectrică. Acestea includ variabilitatea precipitațiilor, cu potențialul de a modifica cursurile râurilor, afectând astfel disponibilitatea apei pentru producția de energie. Creșterea frecvenței fenomenelor meteorologice extreme – cum ar fi seceta din 2024 care a condus la o scădere semnificativă a producției hidroelectrice. Cu toate acestea, Societatea a observat istoric că în timpul secetelor, prețurile energiei electrice au o tendinta de crestere, ceea ce face ca Grupul sa beneficieze prin marje de profit crescute mai degrabă decât prin volume vândute.

Pentru a răspunde riscurilor climatice, Hidroelectrica pune accent pe diversificarea portofoliului său energetic, concentrându-se în special pe expansiunea în surse de energie regenerabilă. Grupul intenționează să achiziționeze și să dezvolte parcuri solare și ferme eoliene suplimentare, având ca țintă un plus de minimum 500 MW de capacitate instalată în următorii ani. Această orientare către energia solară și eoliană este strategică, în special având în vedere corelația inversă între producția de energie solară și nivelurile apei pentru hidroenergie. Adoptarea energiei solare oferă astfel o compensare în perioadele de disponibilitate scăzută a apei, subliniind importanța unui mix energetic versatil și rezilient în fața provocărilor aduse de variabilitatea climatică.

Implicațiile riscurilor legate de schimbările climatice asupra situatiilor financiare includ valoarea justă a activelor, legate de facilitățile hidroenergetice, care pot fi afectate de un volum mai scăzut de producție de energie estimat pe durata de viață utilă proiectată ca urmare a schimbărilor climatice comparativ cu indicatorii tehnici și economici inițiali ai acestor proiecte. Aceste implicații potențiale sunt luate în considerare în testul de depreciere economică efectuat ca parte a exercițiului de reevaluare la data de 31 decembrie 2023.

De asemenea, în ceea ce privește obiectivele de investiții aflate în curs de execuție, testele specifice de depreciere iau în considerare o producție de energie electrică prognozată mai mică, având în vedere variabilitatea preconizată a precipitațiilor.

Securitatea muncii și operarea în condiții de siguranță

Protejarea oamenilor este o prioritate pentru Societate, care se angajează să desfășoare operațiuni sigure și responsabile pentru a proteja sănătatea și siguranța angajaților, contractorilor și comunităților din jur. Acest angajament este demonstrat prin politici bine stabilite de sănătate și securitate, programe continue de învățare și dezvoltare prin instruiri privind drepturile omului și siguranța la locul de muncă, precum și prin actualizarea anuală a Planului de Prevenire și Protecție SSM.

Deși Grupul își propune să atingă obiectivul de zero accidente grave la locul de muncă, incidente pot totuși să apară. Cu toate acestea, prioritățile principale ale Grupului rămân îmbunătățirea condițiilor de lucru în siguranță.

Risc cibernetic

Digitalizarea aduce numeroase beneficii, dar crește și riscurile legate de securitatea cibernetică și dependența de sisteme informatice. Pe măsură ce operațiunile Societății se extind și depind tot mai mult de sistemele IT și infrastructura de rețea, aceste riscuri pot genera întreruperi operaționale, fraude sau furt de date.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Orice defecțiune a sistemelor IT, inclusiv cele cauzate de atacuri cibernetice, poate afecta negativ activitatea, situația financiară și operațiunile. Sistemele se confruntă cu amenințări precum pene de curent și atacuri cibernetice, iar în ciuda măsurilor de securitate cibernetică, a planurilor de recuperare în caz de dezastru și a instruirii angajaților, nu putem fi complet protejați împotriva tuturor tentativelor de acces neautorizat. Grupul își îmbunătățește continuu sistemele IT și securitatea cibernetică pentru a proteja confidențialitatea și integritatea datelor, instruind totodată angajații să gestioneze responsabil riscurile cibernetice și eventualele defecțiuni ale sistemelor IT.

Managementul riscurilor și controlul intern

Cadrul de control intern al Societății include respectarea valorilor companiei și a ghidurilor privind etica și responsabilitatea corporativă. Un angajament puternic față de integritate, responsabilitate și comportament etic este esențial în prevenirea și detectarea fraudei, mitei și corupției. Grupul se angajează să își desfășoare activitatea corect, onest și în deplină conformitate cu toate legile aplicabile. Acesta adoptă o politică de toleranță zero față de mită și corupție în toate operațiunile și relațiile sale la nivel global. Procedurile interne privind conflictele de interese, cadourile și ospitalitatea, precum și mecanismele de avertizare internă, sunt concepute pentru a reduce riscurile potențiale de fraudă și corupție.

Politicile Societății privind prevenirea fraudei, anti-mită și anti-corupție, împreună cu procedurile de avertizare internă, oferă îndrumări privind evaluarea riscurilor, conformitatea legală și raportarea preocupărilor.

Grupul și Consiliul de Supraveghere tratează cu seriozitate rapoartele de avertizare internă și acoperirea negativă din mass-media. Politicile existente asigură analiza oricăror încălcări ale codului intern de conduită sau ale cerințelor legale, sprijinite de un canal deschis de raportare. Verificările interne efectuate pe parcursul anului 2025, până la data aprobării situațiilor financiare, nu au identificat cazuri de încălcare a eticii sau de neconformitate cu legile și reglementările.

6. BAZELE EVALUARII

Situațiile financiare consolidate au fost întocmite pe baza costului istoric, cu excepția terenurilor, constructiilor, echipamentelor și altor elemente de imobilizări corporale, care sunt evaluate utilizând modelul reevaluării.

7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE

Grupul a aplicat în mod consecvent următoarele politici contabile pentru toate perioadele prezentate în aceste situații financiare consolidate.

a) Bazele consolidării

(i) Combinări de întreprinderi

Grupul contabilizează combinările de întreprinderi utilizând metoda achiziției atunci când ansamblul integrat de activități și active achiziționate corespunde definiției unei întreprinderi și controlul este transferat Grupului (a se vedea 6 (a) (ii)). Pentru a determina dacă un anumit ansamblu integrat de activități și active constituie o întreprindere, Grupul evaluează dacă ansamblul integrat de active și activități achiziționate include cel puțin o intrare și un proces aplicat intrarii și dacă ansamblul achiziționat contribuie la capacitatea de a genera iesiri.

Grupul are opțiunea de a aplica un „test al concentrarii” care permite o evaluare simplificată prin care se poate determina dacă un ansamblu de activități și active achiziționate nu constituie o întreprindere. Criteriile testului opțional al concentrarii sunt îndeplinite dacă, in mod substantial toata valoarea justa a activelor brute dobandite este concentrată într-un singur activ identificabil sau intr-un grup de active identificabile similare.

Contravaloarea transferată în cadrul achiziției este, în general, evaluată la valoarea justă, similar activelor nete identificabile dobandite. Orice fond comercial rezultat este testat anual pentru depreciere. Orice castig in urma unei achizitii in conditii avantajoase a unei intreprinderi este recunoscut imediat în profit sau pierdere. Costurile de tranzacție sunt recunoscute pe cheltuieli atunci cand au loc, cu excepția cazului în care sunt legate de emisiunea de titluri de creanță sau de capital.

Contravaloarea transferată nu include sumele utilizate pentru stingerea relațiilor contractuale anterioare achizitiei. Astfel de sume sunt recunoscute de regula în profit sau pierdere.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Orice contravaloare contingentă este evaluată la valoarea justă la data achiziției. Dacă o obligație de a plăti o contravaloare contingentă care indeplineste definiția unui instrument financiar este clasificată in capitaluri proprii, atunci aceasta nu este reevaluată, iar decontarea ei este recunoscuta de asemenea în capitaluri proprii. În caz contrar, contravaloarea contingenta este reevaluata la valoarea justă la fiecare dată de raportare, iar modificările ulterioare de valoare justa a contravalorii contingente sunt recunoscute în profit sau pierdere.

(ii) Filiale

Filialele sunt entități controlate de Grup. Grupul „controlează” o entitate atunci când este expus sau are drepturi asupra rezultatelor variabile pe baza participarii sale în entitate și are capacitatea de a influenta acele rezultate prin autoritatea sa asupra entității. Situațiile financiare ale filialelor sunt incluse în situațiile financiare consolidate de la data la care Grupul a obtinut controlul până la data la care Grupul pierde controlul.

(iii) Interese care nu controlează (“NCI”)

NCI sunt evaluate inițial la cota lor proporțională din activele nete identificabile ale entității dobândite la data achiziției.

Modificările participatiei Grupului în capitalurile proprii ale unei filiale care nu au drept rezultat pierderea controlului sunt contabilizate ca tranzacții cu capitaluri proprii.

(iv) Pierderea controlului

Atunci când Grupul pierde controlul asupra unei filiale, Grupul derecunoaște activele și datoriile filialei, precum și orice NCI aferent și alte componente ale capitalurilor proprii. Orice câștig sau pierdere asociate cu pierderea controlului este recunoscut(ă) în profit sau pierdere. Orice investitie retinuta în fosta filială este evaluata la valoarea justă atunci când Grupul a pierdut controlul.

(v) Tranzacții eliminate la consolidare

Soldurile și tranzacțiile in cadrul Grupului, precum și orice câștiguri sau pierderi nerealizate (cu excepția câștigurilor sau pierderilor din tranzacțiile in valuta) sunt eliminate.

b) Tranzacții în valută

Tranzacțiile în valută sunt convertite în moneda funcțională a societăților din Grup la cursurile de schimb de la datele tranzacțiilor.

Activele și datoriile monetare exprimate în valuta sunt convertite în moneda funcțională la cursul de schimb de la data de raportare. Activele și datoriile nemonetare evaluate la valoarea justă într-o valuta sunt convertite în moneda funcțională la cursul de schimb de la data la care a fost determinată valoarea justă. Elementele nemonetare evaluate pe baza costului istoric in valuta sunt convertite la cursul de schimb de la data tranzacției. Diferențele de curs valutar sunt recunoscute de regula în profit sau pierdere și prezentate în cheltuieli financiare.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

c) Venituri din contractele cu clienții

Veniturile sunt evaluate pe baza contravalorii specificate în contractele cu clientii, respectiv in cazul veniturilor din furnizarea de energie electrica, acestea sunt evaluate in baza minimului dintre preturile contractuale agreate cu clientii si preturile plafonate conform legislatiei, acolo unde este cazul. Grupul recunoaste veniturile atunci când transferă controlul asupra unui bun sau serviciu catre client.

Următorul tabel oferă informații despre natura și momentul îndeplinirii obligațiilor de executare din contractele cu clienții, inclusiv termenii de plată semnificativi, precum și politicile de recunoaștere a veniturilor aferente.

|  | Natura și îndeplinirea obligațiilor contractuale |  | Recunoașterea venitului
Vânzarea angro de energie electrică |  | Grupul vinde majoritatea energiei electrice produse pe baza contractelor forward cu furnizorii și traderii de energie electrică, pe piața spot (piața pentru ziua următoare) către operatorul pieței (OPCOM) și pe piața de echilibrare către operatorul de sistem (Transelectrica). Facturile sunt emise la sfârșitul lunii sau la începutul lunii următoare pentru energia electrică livrată în luna curentă. Termenul de plata este 30 de zile de la data facturii. |  | Veniturile sunt recunoscute în timp, deoarece clientul primește si consuma simultan beneficiile pe măsură ce Grupul livrează energie electrică - producerea și consumarea energiei electrice sunt simultane deoarece energia electrică nu se stocheaza. Datoriile contractuale reprezintă în principal avansuri încasate de la clienți în legătură cu energia care urmează să fie livrată în cursul perioadei următoare.
Furnizarea de energie electrică către consumatori finali (vanzarea cu amanuntul) |  | Obligația de executare este reprezentată de livrarea energiei electrice la locația clientului, care include transportul și distribuția, efectuate prin intermediul activelor unor terți. Clienții obțin controlul asupra energiei electrice pe măsură ce aceasta este consumată. Veniturile sunt recunoscute pe baza volumelor comunicate Grupului de către operatorii de distribuție, care au la baza citiri automate sau manuale ale contoarelor efectuate de operatorii de distribuție, auto-citiri raportate de consumatori sau estimări ale energiei electrice livrate pentru care citirile nu au fost încă efectuate pentru intervalul dintre data ultimei citiri si sfarsitul perioadei. |  | Veniturile sunt recunoscute în timp, deoarece clientul primește si consuma simultan beneficiile pe măsură ce Grupul livrează energie electrică. La sfârșitul lunii se înregistrează o estimare pentru cantitatea de energie electrică furnizată în cursul lunii, dar nefacturată încă, aceasta reprezentând venituri nefacturate. Recunoașterea veniturilor nefacturate conferă dreptul necondiționat de a încasa contravaloarea energiei electrice furnizate și, de regulă, nu există diferențe între venitul estimat și suma facturată. Veniturile din furnizarea de energie electrică includ tarifele de transport și distribuție, care sunt facturate de Grup consumatorilor finali. Serviciile de transport și distribuție sunt furnizate de către operatorul de transport și operatorii de distribuție, iar costurile aferente sunt facturate de către operatorul de transport și operatorii de distribuție către Grup.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

|  | Facturile sunt emise in general lunar, în luna următoare consumului. Termenul de plata este 45 de zile de la data facturii pentru clientii casnici si 30 de zile de la data facturii pentru clientii noncasnici |  | Grupul a analizat dacă este agent sau principal in ceea ce privește serviciile de transport și distribuție transferate clientului, respectiv obligațiile legate de certificatele verzi, și a concluzionat că acționează în calitate de responsabil principal. Considerentele care susțin această concluzie includ: Grupul are o singură obligație de executare, și anume livrarea de energie electrică către locația consumatorului final, care include transportul și distribuția; consumul de energie electrică are loc instantaneu, deoarece energia electrică este produsă în centralele Grupului și livrată prin rețelele de transport și distribuție către locația consumatorului final.
Servicii de sistem |  | Serviciile de sistem constau in punerea la dispoziție de către Grup a unei capacități de producție convenite către operatorul de sistem, Transelectrica, pentru o anumită perioadă de timp. Această capacitate este utilizată de Transelectrica în procesul de echilibrare a sistemului energetic. Facturile pentru serviciile de sistem sunt emise lunar, la începutul fiecărei luni pentru serviciile prestate în luna anterioară. Termenul de plată este 30 de zile de la data facturii. |  | Deoarece Grupul pune la dispoziție o capacitate de producție măsurată în MWh și nu active specifice, Grupul a concluzionat că acest tip de contract nu conține un contract de leasing și, prin urmare, este in aria de aplicare a IFRS 15. Veniturile sunt recunoscute în timp, deoarece clientul primește și consumă simultan beneficiile oferite de executarea de catre Grup pe măsură ce serviciile sunt prestate. Tariful perceput pentru serviciile de sistem depinde de capacitatile orare puse la dispozitie (numarul de ore pentru care capacitatea de productie este pusa la dispozitie multiplicat cu capacitatea) si de tarifele orare. Atat capacitatile orare, cat si tarifele orare sunt stabilite pe baza rezultatelor licitatiilor zilnice organizate de operatorul de sistem. In situatia in care, in intervalul de timp in care capacitatea este pusa la dispozitie, operatorul de sistem ordona Grupului sa produca energie electrica folosind capacitatea pusa la dispozitie, energia electrica produsa este vanduta pe piata de echilibrare la pretul stabilit pe aceasta piata (a se vedea Vanzarea angro de energie electrica de mai sus).

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

d) Beneficiile angajaților

(i) Beneficii pe termen scurt ale angajaților

Beneficiile pe termen scurt ale angajaților sunt recunoscute ca o cheltuiala pe măsură ce serviciile aferente sunt prestate. O datorie este recunoscută la valoarea preconizată a fi plătită dacă Grupul are o obligație curenta legală sau implicită de a plăti această sumă pentru serviciile trecute furnizate de angajat, iar obligația poate fi estimată în mod credibil.

(ii) Planuri de contribuții determinate

Obligațiile privind contribuții la planurile de contribuții determinate sunt recunoscute ca o cheltuiala pe măsură ce serviciile aferente sunt prestate. Contribuțiile plătite în avans sunt recunoscute ca activ în măsura în care este disponibila o rambursare în numerar sau o reducere a plăților viitoare.

(iii) Planuri de beneficii determinate

Obligația netă a Grupului în ceea ce privește planurile de beneficii determinate este calculată separat pentru fiecare plan prin estimarea valorii beneficiilor viitoare pe care angajații le-au câștigat în perioada curenta și în perioadele anterioare, prin actualizarea acestei sume. Nu există active ale planului.

Planurile de beneficii determinate includ beneficii în numerar la pensionare și beneficii în natură constând din energie electrică acordată gratuit angajaților după pensionare.

Calculul obligațiilor privind beneficiile determinate se efectuează anual de către un actuar calificat, utilizând metoda unitatilor de credit proiectate.

Reevaluările datoriei privind beneficiile determinate, care constau din câștiguri și pierderi actuariale, sunt recunoscute imediat în alte elemente ale rezultatului global („AERG”). Grupul determină cheltuiala (venitul) net cu dobânda aferent(ă) datoriei nete privind beneficiul determinat al perioadei prin aplicarea ratei de actualizare utilizate pentru evaluarea obligației privind beneficiile determinate la începutul perioadei anuale la valoarea netă a datoriei privind beneficiile determinate la acea data, luând în considerare orice modificări ale datoriei nete privind beneficiile determinate in cursul perioadei ca urmare a contribuțiilor și plăților de beneficii. Cheltuiala neta cu dobânda și alte cheltuieli privind planurile de beneficii determinate sunt recunoscute în profit sau pierdere.

Atunci când beneficiile unui plan sunt modificate sau atunci când un plan este redus, modificarile de beneficii rezultate care se referă la serviciile trecute sau câștigul sau pierderea ca urmare a reducerii sunt recunoscute imediat în profit sau pierdere. Grupul recunoaște câștigurile și pierderile din decontarea unui plan de beneficii determinate atunci când are loc decontarea.

(iv) Alte beneficii pe termen lung ale angajaților

Obligația netă a Grupului cu privire la beneficiile pe termen lung ale angajaților reprezinta valoarea beneficiilor viitoare pe care angajații le-au câștigat în schimbul serviciilor prestate în perioada curentă și în perioadele anterioare. Aceste beneficii sunt evaluate la valoarea actualizata. Reevaluările sunt recunoscute în profit sau pierdere în perioada în care apar.

Alte beneficii pe termen lung ale angajaților includ beneficii în numerar plătite angajaților atunci cand indeplinesc anumite praguri de vechime in munca.

(v) Beneficii la încetarea contractului de muncă

Beneficiile la încetarea contractului de muncă sunt recunoscute drept cheltuiala la data cea mai apropiata dintre data la care Grupul nu mai are nicio posibilitate reala de a renunta la oferta de acordare a acestor beneficii si data la care Grupul recunoaște costurile de restructurare. Dacă nu se așteaptă decontarea integrala a beneficiilor în mai putin de 12 luni de la data de raportare, atunci acestea sunt evaluate la valoarea actualizata.

e) Profitul din exploatare

Profitul din exploatare este rezultatul generat din activitățile continue principale generatoare de venituri ale Grupului, precum și din alte venituri și cheltuieli legate de activitățile de exploatare. Profitul din exploatare nu include rezultatul financiar și impozitul pe profit.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

f) Venituri și cheltuieli financiare

Veniturile și cheltuielile financiare ale Grupului includ:

- venituri din dobânzi;

- cheltuielile cu dobânzile;

- câștiguri sau pierderi din diferente de curs valutar aferente activelor și datoriilor financiare;

- actualizarea provizioanelor pe termen lung.

Veniturile sau cheltuielile cu dobânda sunt recunoscute utilizând metoda dobânzii efective.

„Rata dobânzii efective” este rata care actualizează exact plățile sau încasările viitoare de numerar estimate pe durata de viață preconizată a instrumentului financiar la:

– valoarea contabilă brută a activului financiar; sau

– costul amortizat al datoriei financiare.

La calcularea veniturilor și cheltuielilor cu dobânda, rata dobânzii efective se aplică valorii contabile brute a activului (atunci când activul nu este depreciat ca urmare a riscului de credit) sau costului amortizat al datoriei. Cu toate acestea, pentru activele financiare depreciate ca urmare a riscului de credit ulterior recunoașterii inițiale, veniturile din dobânzi sunt calculate prin aplicarea ratei dobânzii efective la costul amortizat al activului financiar. Dacă activul nu mai este depreciat ca urmare a riscului de credit, atunci calculul veniturilor din dobânzi se face prin raportare la valoarea contabila brută.

g) Impozitul pe profit

Cheltuiala cu impozitul pe profit cuprinde impozitul curent și impozitul amânat. Aceasta este recunoscuta în profit sau pierdere, cu excepția cazului în care se referă la o combinare de întreprinderi sau la elemente recunoscute direct în capitalurile proprii sau în alte elemente ale regulatului global.

Grupul a determinat că dobânzile și penalitățile legate de impozitul pe profit, nu îndeplinesc definiția impozitului pe profit și, prin urmare, sunt contabilizate în conformitate cu IAS 37 Provizioane, datorii contingente și active contingente.

(i) Impozit curent

Impozitul curent cuprinde impozitul preconizat de plată sau de recuperat aferent profitului sau pierderii impozabil(e) a anului curent precum și orice ajustare a impozitului de plătit sau de recuperat aferent anilor precedenti. Suma impozitului curent de plătit sau de recuperat este cea mai bună estimare a sumei preconizate a fi plătita sau recuperata care reflectă incertitudinea legată de impozitul pe profit, dacă este cazul. Acesta este determinat utilizând ratele de impozitare care au fost adoptate sau in mare masura adoptate la data de raportare.

Creanțele și datoriile privind impozitul curent sunt compensate numai dacă sunt îndeplinite anumite criterii.

(ii) Impozit amânat

Impozitul amânat este recunoscut în legatura cu diferențele temporare dintre valorile contabile ale activelor și datoriilor în scopul raportării financiare și baza fiscala a acestora. Impozitul amânat nu este recunoscut pentru:

- diferențele temporare care rezulta la recunoașterea inițială a activelor și datoriilor într-o tranzacție care nu reprezinta o combinare de întreprinderi și care nu afectează nici profitul sau pierderea contabil(ă), nici profitul impozabil sau pierderea fiscala;

- diferențele temporare asociate investițiilor în filiale, entități asociate și intereselor in participatie, în măsura în care Grupul este capabil să controleze momentul reluarii diferențelor temporare și este probabil ca acestea să nu fie reluate în viitorul previzibil; și

- diferențele temporare impozabile care rezulta din recunoașterea inițială a fondului comercial.

Creanțele privind impozitul amânat sunt recunoscute pentru pierderi fiscale neutilizate, credite fiscale neutilizate și diferențe temporare deductibile, în limita probabilitatii ca va exista profit impozabil viitor fata de care acestea pot fi utilizate. Profiturile impozabile viitoare sunt determinate pe baza reluării diferențelor temporare impozabile relevante. Dacă suma diferențelor temporare impozabile este insuficientă pentru a recunoaște integral o creanță privind impozitul amânat, atunci sunt luate în considerare profiturile impozabile viitoare, ajustate cu reluarea diferențelor temporare existente, pe baza planurilor de afaceri ale filialelor Grupului considerate individual. Creanțele privind impozitul amânat sunt revizuite la fiecare dată de raportare și sunt reduse în măsura în care nu mai este probabil ca beneficiul fiscal aferent să fie realizat; astfel de reduceri sunt reluate atunci când probabilitatea unor profituri impozabile viitoare se îmbunătățește.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Evaluarea impozitului amânat reflectă consecințele fiscale care ar rezulta din modul în care Grupul se așteaptă, la data de raportare, să recupereze sau să deconteze valoarea contabilă a activelor și datoriilor sale.

Creanțele și datoriile privind impozitul amânat sunt compensate numai dacă sunt îndeplinite anumite criterii.

(iii) Impozit suplimentar minim global

Legea 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de intreprinderi multinationale si nationale de mari dimensiuni transpune in legislatia nationala prevederile Directivei 2523/2022 privind asigurarea unui nivel minim de impozitare. De asemenea, conform articolului 5 din Legea 431/2023, pentru aplicarea acestei legi se utilizeaza explicatiile si exemplele din Ghidurile administrative emise de catre Organizatia pentru Cooperare si Dezvoltare Economica („OCDE”).

Legea 431/2023 este aplicabila grupurilor de companii de mari dimensiuni, atat nationale cat si multinationale, mai exact cele care inregistreaza o cifra de afaceri consolidata (la nivelul intregului grup) de minim 750 milioane Euro in cel putin doi ani din cei patru anteriori anului de referinta. Astfel, conform Legii, începând cu anul financiar 2024, un impozit suplimentar ("impozit suplimentar") ar trebui colectat de fiecare dată când rata efectivă de impozitare a unui grup de întreprinderi naționale sau multinaționale într-o anumită jurisdicție este sub 15%. Cota efectiva de impozitare („ETR”) se calculeaza anual la nivel de jurisdictie. ETR este calculata ca raport intre impozitele acoperite ajustate ale Entitatilor Constitutive („CE”) – numaratorul si respectiv profitul net calificat al Entitatilor Constitutive – numitorul. Atat numaratorul, cat si numitorul reprezinta sumele cumulate ale tuturor CE-urilor situate intr-o jurisdictie. OCDE a introdus o serie de regimuri de protectie („safe harbours”), acestea avand ca scop simplificarea calculului pentru contribuabili, in special in ceea ce priveste primii ani de aplicare a noului regim. Atat timp cat cel putin unul din testele mentionate in cadrul regimurilor de protectie (testul de minimis, testul ETR simplificat si testul profiturilor de rutina) este indeplinit intr-un an, se poate considera ca impozitul suplimentar in acea jurisdictie pentru Grup este zero.

Astfel, Grupul analizeaza indeplinirea a cel putin unul din testele mentionate anterior si in cazul, in care nu este indeplinit niciunul din teste, efectueaza calculul ETR la nivel de jurisdictie. In cazul in care ETR determinat este mai mic decat 15%, impozitul suplimentar necesar pentru a atinge minimul de 15% este recunoscut drept impozit pe profit.

h) Imobilizări corporale

(i) Recunoaștere și evaluare

Elementele de imobilizări corporale sunt recunoscute inițial la cost, care include costul indatorarii capitalizat.

Dacă părți semnificative ale unui element de imobilizări corporale au durate de viață utilă diferite, atunci acestea sunt contabilizate ca elemente separate (componente majore) de imobilizări corporale.

Orice câștig sau pierdere care rezulta din cedarea unui element de imobilizări corporale este recunoscut(ă) în profit sau pierdere.

Ulterior recunoașterii inițiale:

- terenurile, constructiile, echipamentele și alte elemente de imobilizări corporale sunt evaluate la valoarea reevaluată; și

- imobilizarile corporale în curs de execuție sunt evaluate la cost minus orice pierderi acumulate din depreciere.

Reevaluările sunt efectuate cu suficientă regularitate pentru a se asigura că valoarea contabilă nu diferă semnificativ de ceea ce s-ar fi determinat prin utilizarea valorii juste la sfârșitul perioadei de raportare.

Atunci când un element de imobilizări corporale este reevaluat, amortizarea acumulată este eliminată din valoarea contabilă brută, iar valoarea netă este ajustată la valoarea reevaluată a activului.

Dacă valoarea contabilă a unui activ este majorata ca urmare a unei reevaluări, majorarea este recunoscută și acumulată în capitalurile proprii în rezerva din reevaluare. Cu toate acestea, majorarea este recunoscută în profit sau pierdere în măsura în care aceasta compenseaza o descrestere din reevaluarea aceluiași activ recunoscuta anterior în profit sau pierdere.

Dacă valoarea contabilă a unui activ este diminuata ca urmare a unei reevaluări, diminuarea este recunoscută în profit sau pierdere. Cu toate acestea, scăderea este recunoscută în capitalurile proprii în rezerva din reevaluare dacă există un sold creditor în rezerva din reevaluare pentru acel activ.

Diferența dintre valoarea reevaluată și valoarea contabilă netă a imobilizarilor corporale este recunoscută ca rezerva din reevaluare inclusa în capitalurile proprii.

Rezerva din reevaluare este transferată in rezultatul reportat într-o sumă corespunzătoare utilizării activului (pe măsură ce activul este amortizat) și la scoaterea din functiune sau cedarea activului.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

(ii) Costuri ulterioare

Costurile ulterioare sunt capitalizate numai dacă este probabil ca beneficii economice viitoare aferente acestor costuri intra in cadrul Grupului.

(iii) Amortizare

Amortizarea este calculată utilizând metoda liniară pe durata de viață utilă estimată a activelor și este recunoscută în profit sau pierdere. Terenurile și imobilizarile în curs de executie nu sunt amortizate.

Duratele de viață utilă estimate ale imobilizărilor corporale pentru perioada curenta și perioadele comparative sunt următoarele:

Categorie | Durata de viață utilă (ani)
Constructii și instalații speciale | 65-97
Constructii și instalații speciale reprezentând bunuri de retur, conform contractului de concesiune (a se vedea Nota 5 a1) | Minimul dintre durata de viață economică utilă și perioada rămasă din contractul de concesiune
Echipamente tehnologice | 25-47
Aparate și instalații de măsură și control | 15 - 23
Mijloace de transport | 16 - 24
Mobilier, echipamente de birou | 12

Metodele de amortizare și duratele de viață utilă sunt revizuite la fiecare dată de raportare și ajustate, dacă este cazul.

i) Imobilizări necorporale

(i) Recunoaștere și evaluare

Imobilizările necorporale care sunt achiziționate de Grup și au durate de viață utila determinate sunt evaluate la cost minus amortizarea acumulată și orice pierderi din depreciere acumulate. Imobilizările necorporale includ în principal programe informatice și licențe.

(ii) Costuri ulterioare

Costurile ulterioare sunt capitalizate numai atunci când acestea cresc beneficiile economice viitoare încorporate în activul specific la care se referă. Toate celelalte cheltuieli, inclusiv cheltuielile cu fondul comercial generat intern și mărcile, sunt recunoscute în profit sau pierdere atunci cand sunt efectuate.

(iii) Amortizare

Amortizarea este calculată pentru a diminua costul imobilizărilor necorporale mai putin valorea reziduala estimata a acestora utilizând metoda liniară pe durata de viață utilă estimată și este recunoscută în general în profit sau pierdere.

Duratele de viață utilă estimate ale programelor informatice și ale licențelor pentru perioada curenta și perioadele comparative sunt 3-5 ani.

Metodele de amortizare, duratele de viață utilă și valorile reziduale sunt revizuite la fiecare dată de raportare și ajustate, dacă este cazul.

j) Certificate verzi

Grupul recunoaște certificatele verzi primite în baza schemei de sprijin pentru producătorii de energie din surse regenerabile la cost (care este 0) la momentul obținerii dreptului de a le primi (atunci când energia electrică este produsă).

Grupul recunoaște certificatele verzi achiziționate la cost.

Grupul, în calitate de furnizor de energie electrică, are obligatia legala să achiziționeze un numar de certificate verzi (a se vedea Nota 1 c)), al căror cost este ulterior transferat consumatorilor finali pe baza cantităților de energie electrică consumate. Pentru a îndeplini obligația legală anuală de achizitie (țintă sau cotă anuală), Grupul utilizează atât certificate verzi primite în cadrul schemei de sprijin, cât și certificate verzi achiziționate.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Certificatele verzi necesare pentru a îndeplini obligația (cota) sunt estimate de Grup, iar o datorie este recunoscută în Situația poziției financiare, ținând cont de costul de achiziție. Certificatele verzi suplimentare sunt achiziționate și recunoscute drept cheltuială în măsura necesară pentru a îndeplini obligația de cotă. Certificatele verzi achiziționate in plus fata de cota obligatorie la sfârșitul perioadei de raportare sunt recunoscute în situația consolidată a poziției financiare. În cazul în care cota obligatorie nu este îndeplinită la sfârșitul perioadei de raportare, atunci Grupul recunoaște o datorie în situația consolidată a poziției financiare.

Costul certificatelor verzi transferate consumatorilor finali în valoare de 354.337 mii RON este recunoscut în profit sau pierdere ca parte a veniturilor din contractele cu clienții.

k) Instrumente financiare

(i) Recunoașterea și evaluarea inițială

Creanțele comerciale sunt recunoscute inițial atunci când sunt constituite. Toate celelalte active financiare și datorii financiare sunt recunoscute inițial atunci când Grupul devine parte a conditiilor contractuale ale instrumentului.

Numerarul și echivalentele de numerar includ soldurile numerarului, depozitele la vedere și depozitele cu maturitate de până la trei luni de la data constituirii care au o expunere nesemnificativă la riscul de modificare a valorii juste și sunt utilizate de Grup pentru gestionarea angajamentelor pe termen scurt.

Un activ financiar (cu excepția creanțelor comerciale care nu au o componentă de finanțare semnificativă) sau o datorie financiară este evaluat(ă) inițial la valoarea justă plus sau minus costurile tranzacției care sunt direct atribuibile achiziției sau emisiunii sale. O creanță comercială care nu contine o componentă de finanțare semnificativă este evaluată inițial la prețul tranzacției.

(ii) Clasificarea și evaluarea ulterioara

Active financiare

La recunoașterea inițială, un activ financiar este clasificat într-unul dintre urmatoarele modele de afaceri: deținut in scopul de a colecta fluxuri de numerar contractuale, deținut in scopul de a colecta fluxuri de numerar contractuale și in scopul vanzarii sau altele.

Activele financiare nu sunt reclasificate după recunoașterea lor inițială, cu excepția cazului în care Grupul își modifica modelul de afaceri pentru gestionarea activelor financiare, caz în care toate activele financiare afectate sunt reclasificate în prima zi a primei perioade de raportare urmatoare modificarii modelului de afaceri.

Un activ financiar este clasificat ca fiind deținut in scopul colectarii fluxurilor de numerar contractuale și evaluat la cost amortizat dacă îndeplinește următoarele doua condiții:

- este deținut în cadrul unui model de afaceri al cărui obiectiv este de a deține active in scopul colectarii fluxurilor de numerar contractuale; și

- termenii sai contractuali dau naștere, la anumite date, fluxurilor de numerar care sunt exclusiv plăți ale principalului și ale dobânzii aferente valorii principalului datorat.

Toate activele financiare ale Grupului sunt clasificate ca deținute în vederea colectarii și dau naștere intrării fluxurilor de numerar exclusiv pentru plata dobânzii și principalului.

Activele financiare evaluate la cost amortizat sunt evaluate ulterior la cost amortizat utilizand metoda dobânzii efective. Costul amortizat este diminuat cu pierderi din depreciere. Veniturile din dobânzi, câștigurile și pierderile din diferente de curs valutar și pierderile din depreciere sunt recunoscute în profit sau pierdere. Orice câștig sau pierdere care rezulta din derecunoaștere este recunoscut(ă) în profit sau pierdere.

Datorii financiare – Clasificare, evaluare ulterioară și câștiguri sau pierderi

Datoriile financiare sunt clasificate ca datorii financiare evaluate la costul amortizat utilizând metoda dobânzii efective. Cheltuielile cu dobânzi și câștigurile sau pierderile din diferente de curs valutar sunt recunoscute în profit sau pierdere.

Orice câștig sau pierdere care rezulta din derecunoaștere este recunoscut(ă) în profit sau pierdere.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

(iii) Derecunoaștere

Active financiare

Grupul derecunoaște un activ financiar atunci când:

- drepturile contractuale asupra fluxurilor de numerar care decurg din activul financiar expiră; sau

- transferă drepturile contractuale de a primi fluxurile de numerar într-o tranzacție în care:

  - sunt transferate majoritatea riscurilor și beneficiilor aferente dreptului de proprietate asupra activului financiar; sau

  - Grupul nu transferă și nici nu păstrează majoritatea riscurilor și beneficiilor aferente dreptului de proprietate și nu păstrează controlul asupra activului financiar.

Datorii financiare

Grupul derecunoaște o datorie financiară atunci când obligațiile specificate in contract sunt stinse sau anulate sau expiră. De asemenea, Grupul derecunoaște o datorie financiară atunci când termenii contractului sunt modificați și fluxurile de numerar ale datoriei modificate difera in mod semnificativ, caz în care o nouă datorie financiară este recunoscută la valoarea justă pe baza termenilor contractuali modificați.

La derecunoașterea unei datorii financiare, diferența dintre valoarea contabilă stinsă și contravaloarea plătită (inclusiv orice active nemonetare transferate sau datorii asumate) este recunoscută în profit sau pierdere.

(iv) Compensare

Activele financiare și datoriile financiare sunt compensate și valoarea netă prezentată în situația poziției financiare atunci și numai atunci când Grupul are un drept legal curent de a compensa sumele și intenționează fie să le deconteze pe o bază netă, fie să realizeze activul și să deconteze datoria simultan.

l) Depreciere

(i) Active financiare

Grupul recunoaște pierderile de credit așteptate pe durata acestora (ECL) aferente investițiilor în instrumente de datorie care sunt evaluate la cost amortizat sau la valoarea justă prin alte elemente ale rezultatului global. Valoarea pierderilor așteptate este actualizată la fiecare dată de raportare pentru a reflecta modificările riscului de credit de la recunoașterea inițială a instrumentului financiar.

Grupul recunoaște întotdeauna pierderi așteptate pe durata de viață pentru creanțele comerciale. Pierderile așteptate aferente acestor active financiare sunt estimate utilizând o matrice de provizionare bazată pe experiența istorică a Grupului privind pierderile de credit, ajustată pentru factori specifici debitorilor, condițiile economice generale și o evaluare atât a situației curente, cât și a direcției preconizate a evoluției acestora la data raportării, incluzând valoarea în timp a banilor, acolo unde este cazul. Grupul recunoaște ajustări ECL aferente și activelor din contracte.

Grupul măsoară ajustarile pentru pierderi la un nivel egal cu pierderile așteptate pe durata de viață (lifetime ECL) (Nota 29).

La evaluarea unei creșteri semnificative a riscului de credit și la estimarea ECL, Grupul utilizează informații rezonabile și justificabile, relevante și disponibile fără costuri sau eforturi excesive, incluzând atât date cantitative, cât și calitative, precum și informații cu caracter prospectiv.

Grupul consideră că riscul de credit aferent unui activ financiar a crescut semnificativ dacă acesta înregistrează o întârziere de peste 90 de zile.

Grupul consideră ca un activ financiar prezinta riscul de neindeplinire a obligatiilor atunci când:

- este improbabil ca debitorul să își plateasca integral obligațiile fata de Societate, fără a recurge la acțiuni precum executarea garanției (dacă exista); sau

- activul financiar este restant de mai mult de 180 de zile.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Indiferent de analiza de mai sus, Grupul consideră că a intervenit intrarea în neplată atunci când un activ financiar înregistrează o întârziere de peste 180 de zile, cu excepția situației în care Grupul deține informații rezonabile și justificabile care demonstrează că un criteriu de intrare în neplată stabilit la un termen mai lung este mai adecvat.

Pierderile din credite așteptate pe durata de viață reprezintă pierderile din credite așteptate care rezultă din toate evenimentele posibile de neplată pe parcursul duratei de viață estimate a unui instrument financiar.

Perioada maximă luată în considerare la estimarea pierderilor din credite așteptate este perioada contractuală maximă pe durata căreia Grupul este expus la riscul de credit.

Evaluarea ECL

ECL reprezinta o estimare a pierderilor din credit ponderata cu probabilitatile. Pierderile din credit sunt evaluate la valoarea actualizată a tuturor deficitelor de numerar (adică diferența dintre fluxurile de numerar datorate Grupului în conformitate cu contractul și fluxurile de numerar pe care Grupul se așteaptă să le primească).

Active financiare depreciate ca urmare a riscului de credit

La fiecare dată de raportare, Grupul analizeaza dacă activele financiare evaluate la cost amortizat sunt depreciate ca urmare a riscului de credit. Un activ financiar este depreciat ca urmare a riscului de credit atunci când au avut loc unul sau mai multe evenimente care au un impact negativ asupra fluxurilor de numerar viitoare estimate ale activului financiar.

Dovezile că un activ financiar este depreciat ca urmare a riscului de credit includ date observabile cu privire la următoarele evenimente:

- dificultatea financiara semnificativa a debitorului;

- o încălcare a contractului, de exemplu neîndeplinirea obligațiilor sau o întârziere a platii cu mai mult de 180 de zile;

- restructurarea unui împrumut sau a unui avans de către Grup în condiții pe care altfel Grupul nu le-ar lua în considerare; sau

- este probabil ca debitorul să intre în faliment sau în altă forma de reorganizare financiară.

Prezentarea ajustarilor pentru ECL în situația poziției financiare

Ajustarile pentru pierdere aferente activelor financiare evaluate la costul amortizat sunt deduse din valoarea contabilă brută a activelor.

Derecunoasterea activelor financiare

Valoarea contabilă brută a unui activ financiar este derecunoscuta atunci cand Grupul nu are asteptari rezonabile de recuperare integrala sau partiala a activului.

(ii) Active nefinanciare

La fiecare dată de raportare, Grupul revizuiește valorile contabile ale activelor sale nefinanciare (altele decât stocurile, activele aferente contractelor cu clientii și creantele privind impozitul amânat) pentru a determina dacă există vreun indiciu de depreciere. Dacă există un astfel de indiciu, atunci se estimeaza valoarea recuperabilă a activului.

Pentru testul de depreciere, activele sunt grupate la nivelul celui mai mic grup de active care generează intrări de numerar din utilizarea continuă, care sunt în mare măsură independente de intrările de numerar ale altor active sau CGU, în conformitate cu raționamentul descris în Nota 5 a3).

Valoarea recuperabilă a unui activ sau a unei CGU reprezinta cea mai mare valoare dintre valoarea sa de utilizare și valoarea sa justă mai putin costurile asociate cedarii. Valoarea de utilizare se bazează pe fluxurile de numerar viitoare estimate, prezentate la valoarea lor actualizată utilizând o rată de actualizare înainte de impozitare care reflectă evaluările curente de piața cu privire la valoarea în timp a banilor și riscurile specifice activului sau CGU.

O pierdere din depreciere este recunoscută dacă valoarea contabilă a unui activ sau a unei CGU depășește valoarea sa recuperabilă.

Pierderile din depreciere sunt recunoscute în profit sau pierdere, cu excepția imobilizărilor corporale contabilizate la valoarea reevaluată, în cazul carora pierderea din depreciere este recunoscută în alte elemente ale rezultatului global și reduce rezerva din reevaluare în cadrul capitalurilor proprii în măsura în care aceasta reia o crestere din reevaluare anterioara aferenta aceluiași activ.

Reversarea este limitată astfel încât valoarea contabilă a activului să nu depășească valoarea sa recuperabilă și nici valoarea contabilă care ar fi fost determinată, netă de amortizare, dacă nu ar fi fost recunoscută o pierdere din depreciere în anii anteriori. O astfel de reversare este recunoscută în contul de profit sau pierdere, cu excepția situației în care activul este prezentat la valoare reevaluată; în acest caz, reversarea este tratată ca o creștere din reevaluare.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

m) Capitalul social

Grupul recunoaște modificările in capitalul social în conformitate cu legislația aplicabilă și după aprobarea lor de catre Adunarea Generala a Acționarilor și înregistrarea la Registrul Comerțului.

Până la 31 decembrie 2003, capitalul social statutar în termeni nominali a fost retratat în conformitate cu IAS 29 „Raportarea financiară în economiile hiperinflaționiste”, printr-o ajustare corespunzătoare a rezultatului reportat.

Acțiuni ordinare

Costurile incrementale direct atribuibile emisiunii de actiuni ordinare sunt recunoscute ca o diminuare a capitalurilor proprii. Impozitul pe profit aferent costurilor de tranzacție ale unei tranzacții cu capitaluri proprii este contabilizat în conformitate cu IAS 12 (a se vedea Nota 7 (g)).

n) Dividende

Dividendele sunt recunoscute ca o deducere din capitalurile proprii în perioada în care distribuirea lor este aprobată și sunt recunoscute ca datorie în măsura în care sunt neplătite la data de raportare. Dividendele sunt prezentate în notele la situațiile financiare atunci când distribuirea lor este propusă după data de raportare și înainte de data emiterii situațiilor financiare.

o) Provizioane

Un provizion este recunoscut in cazul in care, ca urmare a unui eveniment anterior, Grupul are o obligatie curenta, legala sau implicita, care poate fi estimata in mod credibil si este probabil ca pentru decontarea obligatiei sa fie necesara o iesire de resurse incorporand beneficii economice. Provizioanele sunt determinate prin actualizarea fluxurilor de numerar viitoare preconizate utilizand o rată de actualizare înainte de impozitare care reflectă evaluările curente de piața cu privire la valoarea în timp a banilor și la riscurile specifice datoriei. Reluarea actualizarii este recunoscută in cheltuieli financiare.

Provizioane de dezafectare

Un provizion de dezafectare în legatura cu activele hidroenergetice abandonate sau trecute in post-utilizare și cheltuielile aferente sunt recunoscute atunci când conducerea a luat decizia de a abandona un activ sau de a trece un activ in post-utilizare sau când Grupul nu are o alternativă realistă, cu excepția abandonării sau trecerii in post-utilizare a unui activ înainte de sfârșitul perioadei de concesiune (a se vedea Nota 5 (a4)).

Ulterior evaluării inițiale, obligația este evaluata la sfârșitul fiecărei perioade de raportare pentru a reflecta valoarea în timp a banilor și orice modificări ale fluxurilor de numerar viitoare estimate care stau la baza obligației. Creșterea provizionului datorată valorii în timp a banilor este recunoscută in cheltuieli financiare, în timp ce modificările fluxurilor de numerar viitoare estimate sunt recunoscute in cheltuieli de exploatare.

Grupul recunoaște un provizion de dezafectare in corespondenta cu imobilizările corporale cu privire la dezafectarea turbinelor eoliene. Obligația este evaluată la sfârșitul fiecărei perioade de raportare pentru a reflecta valoarea în timp a banilor și orice modificări ale fluxurilor de numerar viitoare estimate care stau la baza obligației. Modificarea provizionului datorată valorii în timp a banilor este recunoscută in cheltuieli financiare, în timp ce modificările fluxurilor de numerar viitoare estimate sunt recunoscute în imobilizări corporale.

p) Active contingente și datorii contingente

O datorie contingentă este:

a) obligație potențială apărută ca urmare a unor evenimente anterioare și a cărei existență va fi confirmată doar de apariția sau neapariția unuia sau mai multor evenimente viitoare incerte, care nu sunt în totalitate controlate de Grup; sau

b) o obligație curenta apăruta ca urmare a unor evenimente anterioare, dar care nu este recunoscută deoarece:

i. nu este probabil ca vor fi necesare ieșiri de resurse care sa încorporeze beneficii economice pentru decontarea acestei obligații; sau

ii. valoarea obligației nu poate fi evaluată suficient de credibil.

Datoriile contingente nu sunt recunoscute în situațiile financiare, ci sunt prezentate in note, cu excepția cazului în care posibilitatea unei ieșiri de resurse care încorporează beneficii economice este îndepărtată.

Un activ contingent este un activ potential care apare ca urmare a unor evenimente anterioare și a cărui existență va fi confirmată doar de apariția sau neapariția unuia sau mai multor evenimente viitoare incerte, care nu sunt în totalitate controlate de Grup.

Un activ contingent nu este recunoscut în situațiile financiare, cu excepția cazului în care este aproape sigur. Activele contingente sunt prezentate in note numai atunci când o intrare de beneficii economice este considerată probabilă.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

q) Incertitudini privind tratamentele fiscale

Grupul aplica IFRIC 23 “Incertitudini legate de tratamente fiscale” pentru contabilizarea incertitudinilor legate de impozitul pe profit.

Un „tratament fiscal incert” este un tratament fiscal legat de impozitul pe profit pentru care exista incertitudini cu privire la faptul daca autoritatea fiscala relevanta il va accepta in baza legislatiei fiscale. Prezenta unui tratament fiscal incert depinde atat de pozitia specifica a unei entitati, cat si de legislatia fiscala aplicabila. Prin urmare, tratamentele fiscale incerte apar adesea atunci cand legea fiscala aplicabila este neclara sau nu este inteleasa in mod consecvent.

Daca exista incertitudini cu privire la tratament fiscal legat de impozitul pe profit, atunci Grupul ia in considerare daca este probabil (mai mult probabil decat improbabil) ca o autoritate fiscala sa accepte tratamentul fiscal inclus sau planificat sa fie inclus in declaratia fiscala a Grupului.

Grupul reflecta efectul incertitudinii cu privire la un tratament fiscal in masurarea impozitului pe profit curent si amanat, dupa cum urmeaza:

- Este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal al Grupului: daca Grupul concluzioneaza ca este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal, atunci Grupul masoara impozitul pe profit curent si amanat in concordanta cu tratamentul fiscal utilizat sau planificat sa fie utilizat pentru intocmirea si depunerea declaratiei fiscale.

- Este putin probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal al Grupului: daca Grupul concluzioneaza ca nu este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal, atunci acesta reflecta efectul acelei incertitudini fiscale in determinarea profitului impozabil (sau a pierderii fiscale), bazei de impozitare, a pierderilor fiscale neutilizate, a creditelor fiscale neutilizate si a ratelor de impozitare determinate de aplicarea prezentei interpretari. Pentru a face acest lucru, Grupul foloseste fie metoda celei mai probabile valori, fie metoda valorii preconizate - oricare dintre acestea preconizeaza mai bine determinarea incertitudinii.

Incertitudinile legate de alte taxe care nu sunt impozite pe profit (de exemplu, taxa pe valoarea adaugata sau taxe in scopul IFRIC 21 “Cotizatii”) sunt recunoscute si masurate in conformitate cu IAS 37 “Provizioane, datorii contingente si active contingente”, cu exceptia cazului in care sunt tratate in mod specific intr-un alt standard (de exemplu IAS 19 “Beneficiile angajaților” pentru contributiile la asigurari sociale).

Incertitudinile privind valoarea care va fi recunoscuta ca provizion sunt tratate prin mijloace diferite, in functie de imprejurari. In cazul in care provizionul in curs de evaluare implica o gama larga de elemente, obligatia este estimata prin ponderarea tuturor rezultatelor posibile in functie de probabilitatile lor. Aceasta metoda statistica de evaluare este denumita „valoare preconizata”. Prin urmare, provizionul va fi diferit in functie de probabilitatea pierderii unei anumite sume. In cazul in care exista un interval continuu de rezultate posibile si probabilitatile de realizare ale fiecaruia sunt egale, se utilizeaza punctul de la mijlocul intervalului.

In cazul in care este evaluata o singura obligatie, rezultatul individual cel mai probabil poate constitui cea mai buna estimare a datoriei. Cu toate acestea, chiar si intr-un astfel de caz, entitatea ia in considerare si alte rezultate posibile. In cazul in care alte rezultate posibile sunt, in cea mai mare parte, fie mai mari, fie mai mici decat rezultatul cel mai probabil, cea mai buna estimare va fi o suma mai mare sau mai mica.

r) Leasing

La initierea unui contract, Grupul evaluează dacă acel contract este sau conține un contract de leasing. Un contract este sau conține un contract de leasing dacă acel contract acorda dreptul de a controla utilizarea unui activ identificat pentru o anumita perioadă de timp în schimbul unei contraprestații.

În calitate de locatar

La data inceperii derularii sau la modificarea unui contract care conține o componentă de leasing, Grupul alocă contravaloarea din contract fiecărei componente de leasing pe baza prețurilor individuale relative.

Grupul recunoaște un activ aferent dreptului de utilizare și o datorie de leasing la data începerii derularii contractului de leasing. Activul aferent dreptului de utilizare este evaluat inițial la cost, care include valoarea inițială a datoriei de leasing ajustată cu orice plăți de leasing efectuate la data sau înainte de data începerii derularii, plus orice costuri directe inițiale suportate, minus orice stimulente primite in cadrul contractului de leasing.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Activul aferent dreptului de utilizare este ulterior amortizat utilizând metoda liniară de la data începerii până la sfârșitul perioadei de leasing, cu excepția cazului în care contractul de leasing transferă dreptul de proprietate asupra activului suport către Grup până la sfârșitul perioadei de leasing sau costul activului aferent dreptului de utilizare reflectă faptul că Grupul va exercita o opțiune de cumpărare. În acest caz, activul aferent dreptului de utilizare va fi amortizat pe durata de viață utilă a activului suport, care este determinată similar imobilizărilor corporale. În plus, activul aferent dreptului de utilizare este diminuat periodic cu pierderi din depreciere, dacă există, și ajustat pentru anumite reevaluări ale datoriei care decurge din contractul de leasing.

Datoria care decurge din contractul de leasing este evaluată inițial la valoarea actualizată a plăților de leasing care nu sunt achitate la data începerii derularii contractului, actualizate utilizând rata dobânzii implicită în contractul de leasing sau, dacă această rată nu poate fi determinată imediat, rata marginala de împrumut a Grupului. În general, Grupul utilizează rata marginala de împrumut ca rată de actualizare.

Grupul își determină rata marginala de împrumut prin obținerea ratelor dobânzii din diferite surse de finanțare externe și face anumite ajustări pentru a reflecta termenii contractului de leasing și tipul activului suport.

Plățile de leasing incluse în evaluarea datoriei care decurge din contractul de leasing cuprind următoarele:

- plăți fixe de leasing, inclusiv plăți fixe în fond;

- plăți variabile de leasing care depind de un indice sau de o rată, evaluate inițial utilizând indicele sau rata de la data începerii derularii contractului;

- sumele preconizate a fi plătite în baza unor garanții aferente valorii reziduale; și

- prețul de exercitare al unei opțiuni de cumpărare daca Grupul are certitudinea rezonabila că o va exercita, plăți de leasing aferente unei perioade de prelungire opțională dacă Grupul are certitudinea rezonabila că va exercita opțiunea de prelungire și penalități de reziliere a contractului de leasing, cu excepția cazului în care Grupul are certitudinea rezonabila că nu va rezilia contractul de leasing.

Datoria care decurge din contractul de leasing este evaluată la cost amortizat utilizând metoda dobânzii efective. Datoria este reevaluata atunci când are loc o modificare a plăților de leasing viitoare care rezultă dintr-o schimbare a unui indice sau a unei rate, dacă are loc o modificare a estimarii Grupului cu privire la sumele care se preconizeaza ca vor fi datorate în conformitate cu garanția aferenta valorii reziduale, dacă Grupul își modifică evaluarea privind probabilitatea exercitarii unei opțiuni de cumpărare, extindere sau reziliere sau dacă are loc o revizuire a unei plăti de leasing fixe în fond.

Atunci când datoria care decurge din contractul de leasing este reevaluată în acest mod, se efectuează o ajustare corespunzătoare a valorii contabile a activului aferent dreptului de utilizare sau reevaluarea este înregistrată în profit sau pierdere dacă valoarea contabilă a activului aferent dreptului de utilizare a fost redusă la zero.

Grupul prezintă activele aferente dreptului de utilizare în imobilizări corporale în situația consolidata a poziției financiare.

Contracte de leasing pe termen scurt și contracte de leasing in care activul suport are o valoare mica

Grupul a ales să nu recunoască activele aferente dreptului de utilizare și datoriile care decurg din contractul de leasing pentru contractele de leasing pe termen scurt (cu o durată de leasing de cel mult 12 luni) și contractele de leasing in care activul suport are o valoare mica (mai mica decat echivalentul a 5.000 USD). Grupul recunoaște plățile de leasing asociate acestor contracte de leasing in cheltuieli de exploatare utilizand o baza liniara pe durata contractului de leasing.

s) Subvenții guvernamentale

Subvențiile guvernamentale aferente activelor sunt recunoscute inițial ca venituri inregistrate in avans la valoarea justă atunci cand există siguranta rezonabilă că acestea vor fi primite și că Grupul va respecta condițiile atasate subvenției. Subventiile aferente activelor sunt recunoscute în profit sau pierdere in Alte venituri pe o baza sistematica pe durata de viață utilă a activelor.

Subvențiile aferente veniturilor, care compensează Grupul pentru cheltuielile efectuate, sunt recunoscute în profit sau pierdere in Alte venituri pe o baza sistematica în perioadele în care sunt recunoscute cheltuielile, cu excepția cazului în care condițiile primirii subvenției sunt îndeplinite după recunoasterea cheltuielilor aferente. În acest caz, subventia este recunoscuta atunci când devine incasabila.

Pentru subventiile aferente certificatelor verzi, a se vedea Nota 7 (j).

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

t) Raportare pe segmente

Rezultatele obtinute pe segmente, care sunt raportate catre Directorat si Consiliul de Supraveghere includ elemente atat direct atribuibile unui segment, precum si elemente care pot fi alocate pe o baza rezonabila.

u) Evenimente ulterioare

Evenimentele care au loc după data de raportare până la data la care aceste situații financiare au fost autorizate pentru emitere, care oferă informații suplimentare despre condițiile care existau la datele de raportare (evenimente care conduc la ajustarea situatiilor financiare) sunt reflectate în aceste situații financiare. Evenimentele care au loc după datele de raportare până la data la care aceste situații financiare au fost autorizate pentru emitere, care ofera informații despre evenimentele care au avut loc după datele de raportare (evenimente care nu conduc la ajustarea situatiilor financiare), atunci când sunt semnificative, sunt prezentate în notele explicative la situațiile financiare.

v) Estimarea valorii juste

„Valoarea justă” este prețul care ar fi incasat pentru vanzarea unui activ sau plătit pentru transferul unei datorii într-o tranzacție normala între participanții pe piață, la data evaluării, pe piata principala sau, în absența acesteia, pe piața cea mai avantajoasă la care Grupul are acces la acea dată. Valoarea justă a unei datorii reflectă riscul de neperformanță al acesteia.

Un numar de politici contabile și prezentări de informatii ale Grupului necesită evaluarea valorilor juste pentru active și datorii financiare și active nefinanciare (a se vedea Nota 5 (b)).

Grupul evalueaza valoarea justă a unui instrument utilizând prețul cotat pe o piață activă pentru acel instrument, atunci cand este disponibil. O piață este considerată „activă” dacă tranzacțiile cu activul sau datoria au loc cu o frecvență și la un volum suficiente pentru a oferi informații de preț în mod constant.

Dacă nu există niciun preț cotat pe o piață activă, atunci cand Grupul utilizează tehnici de evaluare care maximizează utilizarea datelor de intrare observabile relevante și minimizează utilizarea datelor de intrare neobservabile. Tehnica de evaluare aleasă încorporează toți factorii pe care participanții pe piață i-ar lua în considerare în evaluarea unei tranzacții.

8. MODIFICARI ALE POLITICILOR CONTABILE

Politicile contabile aplicate in aceste situații financiare individuale sunt aceleași cu cele aplicate in situațiile financiare individuale ale Grupului la data si pentru anul financiar incheiat la 31 decembrie 2024.

9. COMPARATIVE

Situațiile financiare sunt prezentate pe o bază comparativă cu situațiile financiare ale anului precedent.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

10. SEGMENTE OPERATIONALE

A. Bazele segmentarii

Grupul a identificat două segmente raportabile pe baza licențelor de operare deținute – producerea de energie electrică și furnizarea de energie electrică.

Tabelul urmator descrie activitatile fiecărui segment raportabil:

Segment raportabil | Activitati
Producerea de energie electrică | Producerea de energie electrică prin exploatarea hidrocentralelor, microhidrocentralelor și turbinelor eoliene, prestarea de servicii de sistem către operatorul de sistem (punerea la dispoziție a unei capacități de producție agreate pentru nevoile de echilibrare ale sistemului energetic). Energia electrică produsă este vândută în principal furnizorilor de energie electrică și entităților care comercializează energie electrică pe piața angro de energie electrică, precum și furnizată consumatorilor finali prin intermediul segmentului de furnizare a energiei electrice.
Furnizarea de energie electrică | Furnizarea de energie electrică consumatorilor finali non-casnici și casnici. Energia electrică furnizată consumatorilor finali este produsă, în principal, de segmentul de producere a energiei electrice, iar în cazul în care există un deficit, acesta este acoperit prin achiziții de energie electrică spot sau forward.

Directoratul Grupului revizuiește rapoartele de management ale fiecărui segment. Profitul înainte de impozitare al segmentului este utilizat pentru a evalua performanța, deoarece conducerea consideră că aceasta informație este una dintre cele mai relevante în evaluarea rezultatelor segmentelor.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

B. Informații despre segmentele operationale

Anul încheiat la 31 decembrie 2025 | Producerea de energie electrică | Furnizarea de energie electrică | Total segmente raportabile | Altele | Eliminări între segmente | Total consolidat
Venituri externe | 4.115.263 | 5.503.747 | 9.619.010 | 40.478 | - | 9.659.488
Venituri între segmente | 1.673.946 | - | 1.673.946 | - | (1.673.946) | -
Venituri ale segmentului | 5.789.209 | 5.503.747 | 11.292.956 | 40,478 | (1.673.946) | 9.659.488
Profit înainte de impozitare al segmentului | 2.973.,780 | 944.186 | 3.917.966 | 40,478 | - | 3.958.444
Venituri/(cheltuieli) financiare nete | 198.240 | 41.166 | 239.406 | - | - | 239.406
Amortizarea imobilizarilor | (881.387) | (1.492) | (882.879) | - | - | (882.879)
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale, net | (99.462) | (1) | (99.463) | - | - | (99.463)
Energie electrică achiziționată | (23.881) | (2.528.081) | (2.551.962) | - | 1.640.603 | (911.358)
Cheltuieli cu certificatele verzi | - | (387.680) | (387.680) | - | 33.343 | (354.338)
Cheltuieli privind beneficiile angajaților | (991.831) | (27.767) | (1.019.598) | - | - | (1.019.598)
Apă uzinată | (444.764) | - | (444.764) | - | - | (444.764)
Taxa pentru producătorii de energie electrică | (122.721) | - | (122.721) | - | - | (122.721)
Transport și distribuție de energie electrica | (54.192) | (1.580.646) | (1.634.838) | - | - | (1.634.838)
Alte cheltuieli | (474.181) | (82.225) | (556.406) | - | - | (556.406)

Anul încheiat la 31 decembrie 2024 | Producerea de energie electrică | Furnizarea de energie electrică | Total segmente raportabile | Altele | Eliminări între segmente | Total consolidat
Venituri externe | 5.521.040 | 3.601.669 | 9.122.709 | 187.615 | - | 9.310.324
Venituri între segmente | 1.342.630 | - | 1.342.630 | - | (1.342.630) | -
Venituri ale segmentului | 6.863.670 | 3.601.669 | 10.465.339 | 187.615 | (1.342.630) | 9.310.324
Profit înainte de impozitare al segmentului | 4.128.743 | 528.237 | 4.656.980 | 187.615 | - | 4.844.595
Venituri/(cheltuieli) financiare nete | 248.648 | 7.918 | 256.566 | - | - | 256.566
Amortizarea imobilizarilor | (904.885) | (83) | (904.968) | - | - | (904.968)
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale, net | (39.494) | - | (39.494) | - | - | (39.494)
Energie electrică achiziționată | (25.549) | (1.490.355) | (1.515.904) | - | 1.307.056 | (208.848)
Cheltuieli cu certificatele verzi | - | (309.108) | (309.108) | - | 35.574 | (273.534)
Cheltuieli privind beneficiile angajaților | (859.564) | (25.833) | (885.397) | - | - | (885.397)
Apă uzinată | (517.805) | - | (517.805) | - | - | (517.805)
Taxa pentru producătorii de energie electrică | (234.654) | - | (234.654) | - | - | (234.654)
Transport și distribuție de energie electrica | (64.395) | (1.163.997) | (1.228.392) | - | - | (1.228.392)
Alte cheltuieli | (384.073) | (94.352) | (478.425) | - | - | (478.425)

Alte cheltuieli includ urmatoarele pozitii din situatia de profit sau pierdere: Reparatii, întreținere, materiale și consumabile, Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale si Alte cheltuieli de exploatare.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Segmentul de producere a energiei electrice include, de asemenea, serviciile de sistem și producerea de energie electrică pentru echilibrarea sistemului, care sunt facturate operatorului de sistem, Transelectrica SA (a se vedea detaliile in Nota 11).

Veniturile intre segmente includ valoarea energiei electrice produsa si transferata in cadrul aceleiasi entitati din portofoliul de producator (segmentul de producere a energiei electrice) catre portofoliul de furnizor (segmentul de furnizare a energiei electrice) in suma de 1,616,722 mii RON in anul 2025 (2024: 1.271.355 mii RON). Veniturile intre segmente sunt calculate in baza unei metodologii aprobate de Directorat in 2021. Metodologia utilizata pentru calculul pretului de transfer intre segmente are la baza costul mediu de producere a energiei electrice in ultimele 12 luni incheiate cu 2 luni inaintea lunii de calcul, plus o marja interna.

Cresterea profitabilității segmentului de furnizare de energie electrică în anul 2025 comparativ cu anul 2024 este consecința cresterii prețului de vanzare precum si a cresterii numarului de clienti.

Toate veniturile sunt obtinute în România.

Activele si datoriile totale pe segmente nu sunt incluse în rapoartele de management revizuite de către Directorat.

11. VENITURI

A. Venituri din contractele cu clienții

Grupul obtine venituri din:

| 2025 | 2024
Vânzarea angro a energiei electrice | 3.864.223 | 5.217.335
Furnizare de energie electrica consumatorilor finali (vanzarea cu amanuntul) | 5.503.747 | 3.601.669
Servicii de sistem | 248.151 | 302.828
Servicii de mentenanță | 2.889 | 877
Total | 9.619.010 | 9.122.709

Veniturile din energia electrică furnizată consumatorilor finali reflectă valoarea volumului de energie furnizată, inclusiv dezechilibre pozitive, care are la bază citiri automate sau manuale ale contoarelor efectuate de operatorii de distribuție,

auto-citiri raportate de consumatori sau estimări ale operatorilor de distribuție privind energia electrică livrată până la finalul perioadei dacă citirile nu au fost încă efectuate.

Majoritatea vânzărilor de energie cu amănuntul în anul incheiat la 31 decembrie 2025 este către consumatori non-casnici (aproximativ 64% din volum, 63% în 2024), pentru care sunt efectuate citiri la sfârșitul fiecărei luni, date transmise de către operatorii de distribuție. De asemenea, aproximativ 71% (67% în 2023) din volumul furnizat consumatorilor casnici în anul 2024 este determinat pe baza citirilor de contoare la sfârșitul perioadei, iar restul are la baza estimarea consumului, În consecință, Grupul a considerat că riscul ajustării veniturilor ulterior sfârșitului perioadei, care ar putea rezulta din diferența dintre citirile de contoare și volumele estimate, ar avea un impact limitat asupra situațiilor financiare.

În 2025, Grupul a produs 11.847 GWh (2024: 13.864 GWh) și a vândut 14.056 GWh (2024: 14.666 GWh). Din cantitatea totală vândută, 7,244 GWh au fost furnizati consumatorilor finali în 2025 (5.572 GWh în 2024).

Grupul are contracte cu clienții pe perioade de până la 12 luni.

Clienții care au reprezintat individual mai mult de 10% din veniturile Grupului sunt după cum urmează:

• Transelectrica SA, operatorul sistemului de energie electrică - servicii de sistem și producție de energie electrică pentru echilibrarea sistemului (ultima inclusă în Vânzarea energiei electrice produse) – 739.636 mii RON in 2025 (8%), 1.946.834 mii RON în 2024 (36%);

• OPCOM SA, operatorul pieței – vânzarea energiei electrice produse pe piața spot – 686.612 mii RON in 2025 (7%), 2.704.049 mii RON in 2024 (51%).

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Momentul recunoașterii veniturilor:

| 2025 | 2024
Venituri recunoscute în timp | 9.616.121 | 9.121.832
Venituri recunoscute la un moment specific | 2.889 | 877
Total | 9.619.010 | 9.122.709

B. Datorii aferente contractelor cu clientii

La 31 decembrie 2025, Grupul are datorii aferente contractelor cu clientii in suma de 48.392 mii RON (31 decembrie 2024: 97.786 mii RON). Acestea reprezintă plăți în avans ale clienților pentru obligațiile contractuale viitoare de livrare și furnizare a energiei electrice.

Datoriile aferente contractelor cu clientii la 31 decembrie 2024 în suma de 97.786 mii RON au fost recunoscute la venituri în cursul anului 2025 (2024: 41.720 mii RON).

12. ALTE VENITURI

| 2025 | 2024
Venituri din subvenții | 5.725 | 5.812
Despăgubiri, amenzi și penalități | 1.454 | 126.556
Castig din achizitia de filiale (Nota 30) | - | 25.728
Alte venituri | 33.299 | 29.519
Total | 40.478 | 187.615

În data de 2 aprilie 2024, prin decizia nr. 1852 a Înaltei Curți de Casație și Justiție, litigiul cu autorit ă ţile fiscale care a avut ca obiect anularea Deciziei de soluționare a contestației fiscale prealabile nr. 406/18.12.2014, anularea Deciziei de impunere nr. F-MC 851/21.01.2014, cu o valoare de 214.385 mii RON, precum si rambursarea sumei impuse, a fost soluționat definitiv în favoarea Hidroelectrica. În iulie 2024, sumele impuse au fost recuperate prin compensarea cu obligații fiscale aferente anului 2024. De asemenea, Grupul a ȋncasat ȋn luna septembrie 2024 dob â nzi fiscale de 122.843 mii RON, aferente perioadei între executarea sumei impuse de către autorități și compensarea acesteia.

13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE

A. Apă uzinată

Apa uzinată reprezintă apa utilizată de hidrocentrale pentru a produce energie electrică. Tariful pentru apa uzinată stabilit de către Administrația Națională Apele Române este de 37 RON per MWh. (2024: 37 RON/MWh).

B. Energie electrică achiziționată

Grupul achiziționează energie electrică pentru echilibrarea deficitului dintre energia electrică contractata pentru vânzare și energie electrică efectiv produsă sau pentru necesitățile activității de furnizare.

În 2025, Grupul a achiziționat 2.209 GWh (2024: 802 GWh) pentru 911.358 mii RON (2024: 208.848 mii RON). Cresterea achizițiilor de energie electrică în anul 2025 se datorează în principal scaderii productiei proprii din cauza hidrologiei scazute si a cresterii energiei livrate in segmentul de furnizare.

C. Transport și distribuție de energie electrica

| 2025 | 2024
Injecția energiei electrice produse în sistemul național | 39.174 | 62.360
Distribuția energiei electrice furnizate | 1.301.106 | 949.131
Transportul energiei electrice furnizate | 294.558 | 216.901
Total | 1.634.838 | 1.228.392

Tarifele pentru serviciile de distribuție și transport al energiei electrice sunt reglementate. Creșterea cheltuielilor privind transportul și distribuția energiei electrice în anul 2025 comparativ cu 2024 este determinată de creșterea tarifelor reglementate începând cu 1 ianuarie 2025 si cresterea energiei livrate consumatorilor finali.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

D. Certificate verzi

La 31 decembrie 2025, Grupul a înregistrat costuri în valoare de 354.338 mii RON (2025: 273.534 mii RON) reprezentând costul certificatelor verzi achiziționate pentru segmentul de furnizare, în baza obligației legale de a cumpăra certificate verzi de la producătorii de energie din surse regenerabile, în funcție de țintele sau cotele anuale stabilite prin lege, aplicabile cantității de energie electrică achiziționate și furnizate consumatorilor finali.

E. Taxa pentru producătorii de energie electrică

Taxa pentru producătorii de energie electrică se calculează ca 100% asupra diferenței dintre prețul mediu net lunar de vânzare și 400 RON/MWh (450 RON/MWh până la 31 martie 2024). Taxa pentru producătorii de energie electrică a fost aplicabilă până la 31 martie 2025.

În februarie 2025, Guvernul a emis o nouă Ordonanță de Urgență (OUG nr. 6/27.02.2025) prin care a prelungit aplicabilitatea impozitului cu încă 3 luni, până la 30 iunie 2025. Începând cu 1 aprilie 2025, impozitul pentru producătorii de energie se calculează prin aplicarea unei cote de 80% (redusă de la 100%) asupra diferenței dintre prețul mediu net lunar de vânzare și prețul de 400 RON/MWh.

Impozitul înregistrat de Grup în 2025 este de 122.721 mii RON (2024: 234.654 mii RON).

F. Alte cheltuieli de exploatare

| 2025 | 2024
Miscari in provizioane, net | 23.992 | 5.770
Impozite si taxe locale | 145.283 | 82.879
Paza | 32.888 | 29.737
Sponsorizari | 8.780 | 13.561
Servicii profesionale | 16.820 | 12.696
Servicii in legatura cu construcțiile abandonate | 10.113 | 10.642
Contribuția la ANRE | 9.720 | 12.244
Contribuția la AMEPIP | 8.649 | 11.267
Pierderi din penalizari | 2.833 | 13.040
Pierderi la cedarea imobilizărilor corporale | 1.293 | 6.253
Alte cheltuieli | 147.419 | 109.151
Total | 407.790 | 307.240

Creșterea taxelor locale față de anul precedent cu 64,404 mii RON se datorează înregistrării taxei pe construcții speciale, în valoare de 51.133 mii RON, taxă care a intrat în vigoare începând cu anul 2025.

Alte cheltuieli, în sumă de 147.419 mii RON, includ, printre altele cheltuieli cu licențe utilizate pentru o perioadă mai mică de un an, în valoare de 22.572 mii RON, redevențe plătite Ministerului Energiei în cadrul contractului de concesiune de servicii, în valoare de 6.360 mii RON, servicii prestate de terți, în valoare de 23.3 67 mii RON, comisioane de management, în valoare de 8.867 mii RON.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

G. Onorariu auditori

Remunerarea auditorului statutar, Ernst & Young Assurance Services SRL, pentru serviciile de audit aferente anului 2025 (2024: KPMG Audit SRL) cat si onorariile aferente serviciilor non-audit sunt urmatoarele:

| 2025 (EUR) | 2024 (EUR)
Onorarii pentru auditarea situatiilor financiare individuale si consolidate intocmite in conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 si a situatiilor financiare consolidate intocmite in conformitate cu IFRS-EU | 269.000 | 217.235
Onorarii pentru auidtarea situațiilor financiare individuale conform OMFP 1802/2014 ale Hidroserv SA | 22.000 |
Total onorarii audit | 291.000 | 217.235
Onorarii pentru servicii non-audit | 167.000 | 129.859
Total onorarii | 458.000 | 347.094

Serviciile non-audit includ revizuirea situatiilor financiare consolidate interimare simplificate, servicii de asigurare limitata.

14. REZULTATUL FINANCIAR

| 2025 | 2024
Venituri din dobânzi | 283.182 | 332.134
Alte venituri financiare | 42.647 | 9.891
Venituri financiare | 325.829 | 342.025
Cheltuieli cu dobânzile | (22.401) | (26.925)
Actualizarea provizioanelor pe termen lung | (65.864) | (58.476)
Câștig sau (pierdere) din diferențe de curs valutar | 1.842 | (58)
Cheltuieli financiare | (86.423) | (85.459)
Rezultat financiar net | 239.406 | 256.566

Scăderea veniturilor din dobânzi se datorează, în general, scăderii ratelor dobânzilor și scăderii depozitelor pe parcursul perioadei, în comparație cu anul 2024.

Creșterea înregistrată în alte venituri de financiare, reprezintă penalități pentru plata cu întârziere generate de creșterea numărului de clienți si modificarea comportamentului de plată al clienților.

15. REZULTATUL PE ACȚIUNE

Calculul rezultatului pe acțiune s-a bazat pe următorul profit atribuibil acționarilor ordinari și pe numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare în circulație:

| 2025 | 2024
Profit atribuibil actionarilor Societății |  |
Profit net atribuibil actionarilor Societății | 3.369.694 | 4.127.916
Profitul atribuibil acționarilor ordinari | 3.369.694 | 4.127.916
Numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare (de bază și diluate) |  |
Acțiuni ordinare emise la 1 ianuarie | 449.802.567 | 449.802.567
Numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare la 31 decembrie | 449.802.567 | 449.802.567
Rezultat pe acțiune (de bază și diluat) RON/acțiune | 7,49 | 9,18

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Planuri de beneficii determinate | 109.351 | 105.166
Alte beneficii pe termen lung ale angajaților | 47.717 | 45.310
Salarii datorate | 83.066 | 77.612
Contribuţii la asigurările sociale | 31.788 | 30.357
Impozit pe salarii | 5.649 | 5.398
Altele | 17.874 | 12.034
Total | 295.445 | 275.877
- Curente | 155.541 | 147.281
- Pe termen lung | 139.904 | 128.596

Partea curentă a beneficiilor angajaților este după cum urmează:

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Planuri de beneficii determinate | 12.847 | 14.513
Alte beneficii pe termen lung ale angajaților | 6.650 | 8.312
Salarii datorate | 83.066 | 77.612
Contribuţii la asigurările sociale | 31.788 | 30.357
Impozit pe salarii | 5.649 | 5.398
Altele | 15.541 | 11.089
Total | 155.541 | 147.281

Beneficii post angajare (planuri de beneficii determinate)

În conformitate cu Contractele Colective de Muncă, Grupul oferă beneficii în numerar angajaților la pensionare în funcție de vechimea in munca în cadrul Societății, Hidroserv si UCMH, după cum urmează:

Beneficii la pensionare |
Vechime in munca | Numar de salarii lunare de baza brute
| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Pana la 10 ani | 1 | 1
Intre 10 si 25 ani | 3 | 3
Peste 25 de ani | 6 | 6

Beneficii în natură

De asemenea, în conformitate cu Contractele Colective de Muncă, Grupul oferă beneficii în natură constând din energie electrică gratuită (în limita a 1.200 kWh anual) angajaților pensionați din cadrul Societatii și filialei Hidroserv, sub rezerva îndeplinirii anumitor condiții (cel puțin 15 ani vechime cumulata în cadrul Societatii, Hidroserv sau altor societati din sectorul energiei electrice sau cel puțin 10 ani consecutivi de vechime în astfel de societati înainte de pensionare). În cazul decesului pensionarului, soțul supraviețuitor / soția supraviețuitoare are dreptul să primească același beneficiu până la momentul recăsătoriei sau decesului.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Alte beneficii pe termen lung ale angajaților

În conformitate cu Contractele Colective de Muncă, Grupul oferă beneficii în numerar angajaților Societății și Hidroserv în funcție de vechimea in munca in cadrul societatilor, după cum urmează:

Prime jubiliare
Vechime in munca | Numar salarii lunare de baza brute
31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
20 ani | 1 | 1
25 ani | 2 | 2
30 ani | 3 | 3
35 ani | 4 | 4
40 ani | 5 | 5
45 ani | 6 | 6

(i) Modificarea datoriilor privind beneficiile determinate și altor beneficii pe termen lung ale angajaților

Tabelele următoare prezinta reconcilierea dintre soldul initial și soldul final al datoriilor privind beneficiile determinate și alte beneficii pe termen lung ale angajaților și componentele acestora. Nu există active ale planurilor de beneficii.

Datorii privind beneficiile determinate | 2025 | 2024
Sold la 1 ianuarie | 105.166 | 98.154
Incluse în profit sau pierdere |  |
Costul vechimii curente | 4.944 | 4.606
Costul serviciului curent | 1.077 | -
Costul dobânzii | 7.061 | 5.756
Beneficii plătite | (5.652) | (8.705)
Incluse în alte elemente ale rezultatului global |  |
Pierderi/(castiguri) actuariale | (3. 246) | 5.355
Sold la 31 decembrie | 109.351 | 105.166

Alte beneficii pe termen lung ale angajaților | 2025 | 2024
Sold la 1 ianuarie | 45.310 | 44.163
Incluse în profit sau pierdere |  |
Costul vechimii curente | 2.503 | 2.292
Costul serviciului trecut | 1.068 | -
Costul dobânzii | 3.346 | 2.722
Pierderi/(castiguri) actuariale | 7.409 | 6.395
Beneficii plătite | (11.919) | (10.262)
Sold la 31 decembrie | 47.717 | 45.310

ii) Ipoteze actuariale

Următoarele sunt principalele ipoteze actuariale la fiecare dată de raportare:

(a) Ipoteze macroeconomice:

- rata inflației utilizată la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 are la bază prognoza de inflație pentru RON a Băncii Naționale a României (BNR) după cum urmează:

Anul | Data evaluării 31 decembrie 2025 | Data evaluării 31 decembrie 2024 |
2025 | n/a | 3,88% |
2026 | 6,5% | 3,33% |
2027 | 3,07% | 2,5% |
2028+ | 2,5% | 2,5% |

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

- rata de actualizare utilizată a fost obținută pe baza ratelor dobânzii pentru RON publicate de Autoritatea Europeană de Asigurări și Pensii Ocupaționale (EIOPA), după cum urmează:

Anul | Data evaluării 31 decembrie 2025 | Data evaluării 31 decembrie 2024 |
2025 | n/a | 6,671% |
2026 | 6,111% | 6,902% |
2027 | 6,240% | 7,074% |
2028 | 6,365% | 7,198% |
2029+ | 6,481%-4,059% (avg. 5,046%) | 7,198%-4,151% (in medie 5,295%) |

- creșterea prețului energiei electrice pe kWh în linie cu rata inflației. Prețul energiei electrice utilizat în calculul actuarial este de 1,0045 LEI/kWh la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 0,833 LEI/kWh);

- rata mortalității utilizată este rata publicată de Institutul Național de Statistică pentru ultimii 10 ani de la data evaluării;

- taxele și contribuțiile la asigurari sociale sunt cele în vigoare la datele de raportare.

  (b) Ipoteze specifice Grupului:

- rata de creștere a salariilor brute utilizata la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 este o rată egală cu rata inflației în anii următori;

- rata de fluctuatie a angajaților utilizată la 31 decembrie 2025 are la baza mediile anuale de fluctuatie a angajaților pentru ultimii 8 ani, diferențiate pe vârstă și sex (31 decembrie 2024: media ultimilor 8 ani). Rata medie ponderată de fluctuatie a angajaților utilizată la 31 decembrie 2025 este 1,24% (31 decembrie 2024: 0,99%).

(iii) Analiza de senzitivitate

Ipotezele actuariale semnificative utilizate pentru determinarea obligatiilor privind beneficiile determinate și altor beneficii pe termen lung ale angajaților sunt rata de actualizare, creșterea salarială preconizată și rata de fluctuatie a angajaților. Analiza de senzitivitate de mai jos prezinta efectul asupra datoriilor privind beneficiile angajaților – creștere/(diminuare) și a fost determinată pe baza modificărilor rezonabile ale ipotezelor respective la sfârșitul perioadelor de raportare, în timp ce alte ipoteze rămân constante.

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
| Creştere | Diminuare | Creştere | Diminuare
Rata de actualizare (100 pb) | (11.603) | 13.492 | (10.914) | 12.699
Rata de fluctuatie a angajaților (100 pb) | (8.569) | 6.271 | (7.523) | 4.672
Rata anuală de creștere a salariului (100 pb) | 8.373 | (7.495) | 7.450 | (6.698)

Analiza de senzitivitate prezentată mai sus poate să nu fie reprezentativă pentru modificarea efectivă a obligației privind beneficiile, deoarece este puțin probabil ca modificările ipotezelor să se produca independent unele fata de altele, în timp ce anumite ipoteze pot fi corelate. În analiza de senzitivitate de mai sus, valoarea actualizată a obligației privind beneficiile a fost calculată utilizând metoda unitatii de credit proiectate la sfârșitul perioadei de raportare, care este aceeași cu cea aplicată pentru calcularea obligațiilor recunoscute în situația poziției financiare.

Cheltuieli privind beneficiile angajaților

| 2025 | 2024
Numărul mediu de angajați | 5.200 | 5.083
Număr de angajati la 31 decembrie | 5.277 | 5.236
| 2025 | 2024
Salarii și alte remunerații | 933.261 | 812.669
Contribuţii la asigurări sociale | 40.367 | 33.683
Tichete de masă | 45.970 | 39.045
Total | 1.019.598 | 885.397

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

17. IMPOZITUL PE PROFIT

La determinarea impozitului curent și amânat, Grupul ia în considerare impactul pozițiilor fiscale incerte (a se vedea Nota 32). Această evaluare se bazează pe estimări și ipoteze și poate implica o serie de rationamente cu privire la evenimentele viitoare.

Grupul consideră că înregistarile contabile pentru impozitul pe profit datorat sunt adecvate pentru toți anii fiscali deschiși, pe baza evaluării efectuate de conducere, luând în considerare diverși factori, inclusiv interpretarea legislației fiscale și experiența anterioară. Informații noi care să determine Grupul să-și modifice raționamentele cu privire la adecvarea datoriilor fiscale existente pot deveni disponibile; astfel de modificări ale datoriilor fiscale vor avea un impact asupra cheltuielii cu impozitul pe profit în perioada în care este efectuată o astfel de determinare. (Nota 32).

Creșterea datoriei privind impozitul pe profit cu suma de 120.312 mii RON față de 31 decembrie 2024, se datorează creșterii impozitului pe profit de plată din trimestrul IV datorită profitabilității ridicate a acestui trimestru comparativ cu cel al perioadei precedente.

(a) Sume recunoscute în profit sau pierdere

| 2025 | 2024
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent | 652.514 | 759.365
Beneficiu privind impozitul pe profit amânat | (63.763) | (42.686)
Total | 588.751 | 716.679

(b) Sume recunoscute in alte elemente ale rezultatului global

| 2025 | 2024
| Înainte de impozitare | (Cheltuială)/ beneficiu privind impozitul | Net | Înainte de impozitare | (Cheltuială)/ beneficiu privind impozitul | Net
Elemente care nu vor fi reclasificate ulterior în profit sau pierdere |
Ajustări ale rezervei din reevaluare, net de impozit | (528) | - | (528) | (770) | - | (770)
Modificari ale obligatiilor privind beneficiile determinate | (3.243) | 519 | (2.724) | (5.357) | 857 | (4.500)
| (3.771) | 519 | (3.252) | (6.127) | 857 | (5.270)

(c) Reconcilierea ratei de impozitare efective

| 2025 | 2024
Profit înainte de impozitare |  | 3.958.445 |  | 4.844.595
Impozitul calculat prin utilizarea ratei de impozitare a Grupului | 16,0% | 633.351 | 16,0% | 775.135
Impozitul minim global | 0,2% | 7.822 | 0,2% | 8.196
Efectul fiscal al: |  |  |  |
- Cheltuielilor nedeductibile | 0,3% | 13.085 | 0,4% | 17.775
- Veniturilor neimpozabile | (0,00%) | (2.306) | (0,00%) | (1.920)
- Stimulentelor fiscale | (0,02%) | (69.204) | (0,02%) | (82.010)
- Deducerii rezervelor legale | (0,01%) | - | (0,01%) | (497)
- Diferente temporare nerecunoscute anterior | 0,00% | 6.003 | - | -
Impozitul pe profit | 14,8% | 588.751 | 14,8% | 716.679

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

În 2025 și 2024, stimulentele fiscale se referă la facilitatea fiscala pentru profitul reinvestit, stimulente fiscale pentru capitaluri proprii pozitive si pentru cresterea capitalurilor proprii și sponsorizări acordate.

Conform Codului Fiscal, anumite rezerve din reevaluare sunt supuse impozitului pe profit la distribuirea lor sub forma de dividende, dacă rezervele din reevaluare au fost deduse fiscal anterior.

(d) Impozitul suplimentar minim global

Grupul se califică drept grup mare la nivel național și este supus impozitului suplimentar minim global conform Legii nr. 431/2023. Legea transpune în legislația națională prevederile Directivei 2523/2022 privind asigurarea unui nivel minim de impozitare (“Directiva 2523”), Directiva care include liniile directoare din pilonul doi al „Regulilor-model globale de combatere a erodării bazei impozabile” (denumite “regulile GloBE”) emise de Cadrul incluziv al OCDE/G20 privind BEPS precum și a Ghidurilor administrative privind regulile GloBE. Pentru anul 2025, Grupul a inregistrat o cheltuiala si o datorie pe termen lung cu privire la impozitul suplimentar in valoare de 7.822 mii RON.

(e) Mișcarea soldurilor impozitului amânat

| Sold net la 1 ianuarie 2025 | Recunoscut în profit sau pierdere | Recunoscut in alte elemente ale rezultatului global | Sold net la 31 decembrie 2025 | Creanțe privind impozitul amânat | Datorii privind impozitul amânat
Imobilizări corporale și necorporale | 1.709.600 | (44.,908) |  | 1.664.692 | - | 1.664.692
Provizioane | (156.846) | (14.156) |  | (171.002) | (171.002) | -
Beneficiile angajaților | (24.273) | (655) | 519 | (24.408) | (24.408) | -
Datorii aferente contractelor de leasing | (12.697) | (637) |  | (13.334) | (13.334) | -
Creanțe comerciale | (49.322) | (3.127) |  | (52.,449) | (52.449) | -
Stocuri | (6.350) | (280) |  | (6.630) | (6.630) | -
Pierdere fiscală reportată | - | 0 |  | - | - | -
Total datorii (creante) privind impozitul amânat înainte de compensari | 1.460.112 | (63.763) | 519 | 1.396.869 | (267.823) | 1.664.692
Impozit compensat |  |  |  |  | 267.283 | (267.283)
Datorii (creante) nete privind impozitul amânat |  |  |  |  |  | 1.396.869

| Sold net la 1 ianuarie 2024 | Recunoscut în profit sau pierdere | Recunoscut in alte elemente ale rezultatului global | Sold net la 31 decembrie 2024 | Creanțe privind impozitul amânat | Datorii privind impozitul amânat
Imobilizări corporale și necorporale | 1.741.524 | (31.924) | - | 1.709.600 | - | 1.709.600
Provizioane | (150.583) | (6.263) | - | (156.846) | (156.846) | -
Beneficiile angajaților | (22.771) | (645) | (857) | (24.273) | (24.273) | -
Datorii aferente contractelor de leasing | (14.095) | 1.398 | - | (12.697) | (12.697) | -
Creanțe comerciale | (43.514) | (5.808) | - | (49.322) | (49.322) | -
Stocuri | (6.491) | 141 | - | (6.350) | (6.350) | -
Pierdere fiscală reportată | (415) | 415 | - | - | - | -
Total datorii (creante) privind impozitul amânat înainte de compensari | 1.503.655 | (42.686) | (857) | 1.460.112 | (249.488) | 1.709.600
Impozit compensat |  |  |  |  | 249.488 | (249.488)
Datorii (creante) nete privind impozitul amânat |  |  |  |  | - | 1.460.112

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

e) Consecințe potențiale asupra impozitului pe profit

Grupul poate avea consecințe potențiale asupra impozitului pe profit care pot rezulta din plata de dividende către acționari din rezerve din reevaluare transferate in rezultatul reportat care, în conformitate cu legislația fiscală, sunt impozitate la momentul schimbării destinației, în măsura în care au fost deduse fiscal anterior. Astfel, distribuirea de dividende din astfel de rezerve va genera impozit pe profit suplimentar. Grupul are astfel de rezerve transferate in rezultatul reportat la 31 decembrie 2025, care în urma distribuirii ar genera impozit pe profit suplimentar pentru Grup in valoare de 27.229 mii RON (31 decembrie 2024: 18.837 mii RON).

Efectul fiscal potential al rezervelor din reevaluare impozabile la schimbarea destinației sau la distribuire (la o rata de impozitare de 16%) care nu au fost încă transferate la rezultatul reportat este in suma de 346.537 mii RON la 31 decembrie 2025 (354.931 mii RON la 31 decembrie 2024).

18. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR ȘI NUMERAR RESTRICȚIONAT

Numerar și echivalente de numerar

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Conturi bancare | 1.005.233 | 982.016
Depozite bancare cu scadenta mai mica de 3 luni | 179.928 | 598.595
Numerar în casă | 158 | 157
Echivalente de numerar | 2.415 | 849
Total | 1.187.734 | 1.581.617

Numerar restricționat

La 31 decembrie 2025, numerarul restricționat include un depozit colateral în suma de 23.057 mii RON (2024: 21.057 mii RON) la Banca Comerciala Română pentru emiterea unei garanții bancare în favoarea OPCOM în legătură cu tranzacțiile de pe Piata Zilei Urmatoare. În perioada de valabilitate, Grupul nu are acces la acest depozit. Numerarul restrictiona mai include depozite colaterale consemnate pentru plata dividendelor precum si depozite consemnate pentru plata despagubirilor in cadrul programelor de expropriere.

19. INVESTIȚII ÎN DEPOZITE

| 31 December 2025 | 31 December 2024
| sub un an | peste un an | sub un an | peste un an
Depozite bancare cu scadenta mai mică de 1 an detinute in scop investitional | 3.732.016 | - | 3.475.933 | -
Total | 3.732.016 | - | 3.475.933 | -

Depozitele bancare sunt depozite pe termen scurt cu scadenta intre 3 si 12 luni detinute in scop investitional si nu in scopul acoperirii angajamentelor de plata pe termen scurt. Rata medie a dobânzii la depozitele la termen a fost 6,74 % pe an în 2025 (2024: 5,89%, pe an).

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

20. CREANTE COMERCIALE

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Creanțe comerciale – segmentul de producere | 212.558 | 349.668
Creanțe comerciale – segmentul de furnizare | 1.749.816 | 1.520.397
Ajustari pentru pierderi din depreciere | (263.996) | (236.377)
Total | 1.698.378 | 1.633.688

Veniturile nefacturate incluse în creanțele comerciale sunt în valoare brută de 685.844 mii RON la 31 decembrie 2025, reprezentând 35% din total creanțe comerciale brute (669.127 mii RON la 31 decembrie 2024, reprezentând 36% din total creanțe comerciale brute), din care 595.652 mii RON valoare brută se referă la segmentul de furnizare a energiei electrice (420.642 mii RON la 31 decembrie 2024).

Din soldul creanțelor facturate la 31 decembrie 2025, 182.739 mii RON reprezintă creanțe eșalonate la plată (31 decembrie 2024: 333.510 mii RON).

Mișcarea pierderilor din deprecierea creanțelor comerciale este următoarea:

| 2025 | 2024
Sold la 1 ianuarie | 236.377 | 157.253
Ajustari pentru pierderi din depreciere recunoscute | 59.279 | 81.665
Ajustari pentru pierderi din depreciere reversate | (31.660) | (2.541)
Sold la 31 decembrie | 263.996 | 236.377

Analiza pe vechimi a creanțelor comerciale este prezentata in Nota 29. Creanțele comerciale de incasat de la părțile afiliate sunt prezentate în Nota 33.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

21. ALTE ACTIVE

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
| Curente | Pe termen lung | Curente | Pe termen lung
Plăți efectuate în legătură cu tratamente fiscale incerte | - | 63.612 | - | 63.612
Plăți in avans | 55.150 | 305.961 | 14.104 | 208.558
Taxa pe valoarea adăugată de recuperat | 1.950 | - | 892 | -
Alte active | 23.693 | 4.761 | 15.833 | 4.590
Ajustari pentru pierderi din deprecierea altor active | (15.833) | - | (6.903) | -
Total | 64.960 | 374.334 | 23.926 | 276.760

Mișcarea ajustarilor pentru pierderi din deprecierea altor active este următoarea:

| 2025 | 2024
Sold la 1 ianuarie | 6.903 | 9.691
Ajustari pentru pierderi din depreciere recunoscute | 10.486 | -
Ajustari pentru pierderi din depreciere utilizate | - | (2.126)
Ajustari pentru pierderi din depreciere reversate | (1.556) | (662)
Sold la 31 decembrie | 15.833 | 6.903

Plăți efectuate în legătură cu tratamente fiscale incerte

Detalii privind plățile în legătură cu tratamente incerte sunt prezentate în cadrul Notei 32.1

Grupul a recunoscut aceste plăți ca un activ în baza IFRIC 23 “Incertitudini legate de tratamentele fiscal”, deoarece acestea vor fi rambursate dacă Grupul câștigă litigiul cu privire la existența datoriei fiscale, fie vor fi utilizate pentru a plăti datoria în cazul pierderii litigiilor.

Plățile in avans pe termen lung reprezintă în principal avansurile plătite pentru contractul de retehnologizare AHE Vidraru semnat în iunie 2024 soldurile comparative fiind reclasificate din plăți pe termen scurt, după natura lor. În plus, la data de 31 decembrie 2025 Avansurile plătite includ si sumele plătite în cadrul contractelor de retehnologizare a CHE Stejaru și stații de pompe Lotru, semnate in 2025.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

22. IMOBILIZĂRI CORPORALE

| Terenuri și amenajari de terenuri | Constructii și instalatii speciale | Mașini. echipamente și alte Imobilizari corporale | Imobilizări corporale in curs de executie | TOTAL
VALOARE CONTABILĂ BRUTĂ |  |  |  |  |
Sold la 1 ianuarie 2024 | 524.950 | 16.344.378 | 2.925.993 | 4.245.198 | 24.040.519
Intrări din achiziția de filiale | 13.174 | 28.350 | 24.921 | - | 66.445
Adiții | 4.434 | 726 | 26.290 | 275.867 | 307.317
Transferuri din imobilizări corporale în curs de executie | - | 72.911 | 151.514 | (224.425) | -
Ieșiri | - | (1.049) | (7.214) | (7.225) | (15.488)
Sold la 31 decembrie 2024 | 542.558 | 16.445.316 | 3.121.504 | 4.289.415 | 24.398.793
Sold la 1 ianuarie 2025 | 542.558 | 16.445.316 | 3.121.504 | 4.289.415 | 24.398.793
Actualizare provizion dezafectare | - | (344) | - | - | (344)
Aditii | 4.543 | 1.574 | 7.605 | 575.220 | 588.942
Transferuri din imobilizari corporale in curs de executie | - | 69.868 | 90.753 | (160.621) | -
Transferuri la imobilizari necorporale | - | - | - | (17.574) | (17.574)
Iesiri | (7.423) | (3.609) | (1.181) | (1.017) | (13.230)
Sold la 31 decembrie 2025 | 539.678 | 16.512.805 | 3.218.681 | 4.685.423 | 24.956.587
AMORTIZARE CUMULATA |  |  |  |  |
Sold la 1 ianuarie 2024 | 1.428 | 22.135 | 10.528 | - | 34.091
Cheltuiala cu amortizarea | 801 | 412.914 | 489.414 | - | 903.129
Amortizarea cumulată a ieșirilor | - | (6) | (6.286) | - | (6.292)
Sold la 31 decembrie 2024 | 2.229 | 435.043 | 493.656 | - | 930.928
Sold la 1 ianuarie 2025 | 2.229 | 435.043 | 493.656 | - | 930.928
Cheltuiala cu amortizarea | 1.059 | 413.787 | 463.729 | - | 878.575
Amortizarea cumulată a ieșirilor | - | (1.094) | (489) | - | (1.583)
Sold la 31 decembrie 2025 | 3.289 | 847.736 | 956.896 | - | 1.807.921
PIERDERI DIN DEPRECIERE CUMULATE |  |  |  |  |
Sold la 1 ianuarie 2024 | - | - | - | 3.579.774 | 3.579.774
Pierderi din depreciere | - | - | 3 | 109.636 | 109.639
Reluarea pierderilor din depreciere | - | - | - | (70.042) | (70.042)
Sold la 31 decembrie 2024 | - | - | 3 | 3.619.368 | 3.619.371
Sold la 1 ianuarie 2025 | - | - | 3 | 3.619.368 | 3.619.371
Pierderi din depreciere | - | - | 683 | 101.240 | 101.923
Reluarea pierderilor din depreciere | - | - | - | (2.049) | (2.049)
Sold la 31 decembrie 2025 | - | - | 686 | 3.718.559 | 3.719.245
VALOARE CONTABILĂ NETĂ |  |  |  |  |
Sold la 1 ianuarie 2024 | 523.522 | 16.322.243 | 2.915.465 | 665.424 | 20.426.654
Sold la 31 decembrie 2024 | 540.329 | 16.010.273 | 2.627.845 | 670.047 | 19.848.494
Sold la 31 decembrie 2025 | 536.389 | 15.665.071 | 2.261.099 | 966.864 | 19.429.425

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Imobilizări corporale în funcțiune

Imobilizările corporale ale Grupului includ în principal construcții speciale, respectiv hidrocentrale, stații de pompare, microhidrocentrale, ecluze, precum și hidroagregate, echipamente și instalații și turbine eoliene. Grupul exploateaza 188 de hidrocentrale cu o capacitate instalată de 6.372,403 MW, din care 5 stații de pompare cu o capacitate instalată de 91,5 MW și 36 de turbine eoliene cu o capacitate instalată de 108 MW.

Conform legislației aplicabile, Grupul trebuie să obțină autorizații de mediu în vederea desfașurării activității. Începând cu anul 2021 Grupul a obținut autorizații de mediu care își păstrează valabilitatea pe toată perioada în care, pentru acestea, sunt obținute vize anuale. Grupul are obligația de a solicita vize anuale de la Autoritatea Competentă pentru Protecția Mediului (ACPM). În anul 2025 și în anul 2024 au fost obținute vize anuale pentru toate autorizațiile care intră sub incidența acestor reguli, cu excepția acelor facilități care nu sunt în uz.

Condițiile prevazute de autorizațiile de mediu includ respectarea legislației de mediu, aplicabilă obiectivelor eoliene și hidroenergetice, monitorizarea factorilor de mediu și frecvența de raportare a rezultatelor monitorizării, către ACPM. Pentru monitorizarea factorilor de mediu, Grupul efectuează măsurători ale indicatorilor de calitate fizică și chimică a apei din rezervoare, a apelor industriale și reziduale precum și măsurători ale nivelului de zgomot la limitele amplasamentelor. În anul 2024 au fost efectuate toate măsurătorile stabilite conform actelor de reglementare și nu au fost depășite limitele legale ale indicatorilor. Grupul preconizează că nici în anul 2025 nu vor fi depășite valorile limită ale indicatorilor, prevăzuți de legislația în vigoare și de actele de reglementare deținute.

Active aferente dreptului de utilizare

Imobilizările corporale includ active aferente dreptului de utilizare, în principal în legătură cu sediile Grupului, terenurile aferente parcului eolian și parcul auto, in valoare neta de 63.689 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 75.375 mii RON) clasificate în Terenuri, Constructii și instalații speciale și Masini, echipamente și alte imobilizari corporale.

| 2025 | 2025 | 2025 | 2024 | 2024 | 2024
| Terenuri si cladiri | Autovehicule | Total | Terenuri si cladiri | Autovehicule | Total
1 ianuarie | 91.277 | 18.323 | 109.600 | 89.999 | 6.360 | 96.359
Intrari | 1.780 | 349 | 2.129 | 1.278 | 18.210 | 19.488
Iesiri | (965) | (429) | (1.394) | - | (6.247) | (6.248)
31 decembrie | 92.093 | 18.243 | 110.335 | 91.277 | 18.323 | 109.601
1 ianuarie | (32.441) | (1.784) | 34.226 | 23.564 | 6.324 | 29.888
Intrari | (9.153) | (4.403) | 13.557 | 8.876 | 1.708 | 10.586
Iesiri | - | - | (1.135) | - | (6.247) | (6.247)
31 decembrie | 40.629 | 6.019 | 46.648 | 32.441 | 1.784 | 34.226
Valoare neta | 51.464 | 12.224 | 63.688 | 58.836 | 16.359 | 75.375

Reevaluarea imobilizarilor corporale

Imobilizările corporale, cu excepția activelor aflate în curs de execuție și a activelor privind dreptul de utilizare, au fost reevaluate de un evaluator independent la data de 31 decembrie 2023.

Măsurarea valorii juste a imobilizărilor corporale este clasificată în Nivelul 3, deoarece tehnicile de evaluare utilizează inputuri care au un impact semnificativ asupra valorii juste înregistrate, dar care nu se bazează pe date observabile din piață. Valoarea justă a terenurilor Grupului a fost estimată utilizând abordarea prin comparație de piață, respectiv metoda comparației directe. Pentru construcțiile speciale, evaluatorul a utilizat metoda costului net de înlocuire, întrucât nu existau informații comparabile pe piață (incluzând centrale hidroelectrice și alte active cu grad ridicat de specializare, pentru care nu au mai fost realizate lucrări similare în ultimele decenii în România). Deprecierea fizică a fost determinată ca raport între durata de viață rămasă și durata de viață economică a fiecărui activ, aplicat la costul de înlocuire brut.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Pentru construcțiile cu destinație generală, evaluatorul a determinat costul de înlocuire net — respectiv costul necesar pentru a înlocui un activ cu un altul comparabil disponibil pe piață — calculat ca diferență între costul de înlocuire brut și deprecierea fizică și deprecierea externă. Deprecierea funcțională este luată în considerare la determinarea costului de înlocuire brut, ceea ce înseamnă că acest cost nu include funcționalități care nu sunt specifice activului evaluat.

Pe baza evaluării efectuate la 31 decembrie 2025, cu implicarea unui specialist independent care a corelat evoluția indicelui costurilor de construcție și alți indicatori macroeconomici cu producția estimată de energie electrică din centralele hidroelectrice și cu evoluția prognozată a prețului de vânzare, conducerea Grupului estimează că valoarea contabilă netă a imobilizărilor corporale evaluate prin modelul reevaluării aproximează valoarea justă la data bilanțului.

Imobilizari corporale in curs de executie

La 31 decembrie 2025, Grupul are imobilizari corporale în curs de executie cu o valoare contabilă brută de 4.685.422 mii RON (31 decembrie 2024: 4.289.415 mii RON) pentru care a recunoscut pierderi din depreciere cumulate in suma de 3.718.559 mii RON (31 decembrie 2024: 3.619.368 mii RON).

Principalele imobilizari corporale în curs de executie se referă la construcția sau reabilitarea următoarelor proiecte sau centrale hidroelectrice: Bumbești - Livezeni, Siriu - Surduc, Rastolita, Cornetu-Avrig, Pașcani, Cerna Belareca, Cerna-Motru-Tismana, Bistra, Cosmești-Movileni, Valea Sadului, Făgăraș Hoghiz, Runcu Firiza; și la reabilitarea hidrocentralelor – CHE Stejaru, CHE Slatina, etc.

Aceste imobilizari corporale în curs de executie includ în principal investiții cu funcțiuni complexe, reprezentate de obiective de investiții istorice privind schemele de amenajari hidroenergetice cu funcțiuni sociale (descrise mai jos) care au fost proiectate pentru a avea funcție energetică secundară. Obiectivele primare ale acestor obiective de investiții sunt gospodrirea rațională și sigură a alimentarii cu apă, inclusiv:

- Limitarea efectelor inundațiilor si viiturilor;

- Protecția populației, a comunităților și a terenurilor agricole;

- Alimentarea cu apă a comunităților riverane;

- Asigurarea rezervelor de apă pentru alimentarea populației si a industriei din zona;

- Asigurarea debitului pentru irigații în perioadele de secetă;

- Menținerea debitului solid în acumulările de apă.

Funcțiunile sociale descrise mai sus sunt specifice autorităților publice, care sunt entități non-profit. De fapt, multe dintre aceste investiții aparțineau în trecut Agenției Naționale „Apele Române”, agentie guvernamentala care are ca obiect de activitate amenajarea teritoriului și gospodărirea apelor. Hidroelectrica SA este constituită în baza Legii nr. 31/1990 a societăților comerciale și nu este o organizație non-profit. În plus, Hidroelectrica nu beneficiază de fonduri publice pentru finalizarea unor astfel de investiții sociale, care, dacă ar continua să fie finanțate, ar diminua averea acționarilor.

Aceste proiecte hidroenergetice „istorice” au fost inițiate în principal între 1982 și 1989, în urma unor decrete ale Consiliului de Stat, și au fost finanțate din fonduri publice, prin ministerele implicate în calitate de proprietari. După 1989, unele dintre aceste proiecte au fost continuate de Agenția Națională Apele Române, finanțate din fonduri publice, înainte de a fi transferate catre Hidroelectrica. Condițiile economice și energetice s-au schimbat substantial față de anii 1980 și 1990, în principal din cauza închiderii fondurilor de investiții centralizate ale statului, iar beneficiarii acestor lucrări complexe au încetat finanțarea lucrărilor specifice incluse în proiectele hidroenergetice, în timp ce costurile acestor lucrări au rămas să fie suportate de Hidroelectrica.

După ce Hidroelectrica a intrat în insolvență în iunie 2012 și în persepectiva viitoarei listari planificate a acțiunilor Societății, administratorii judiciari au acordat o prioritate deosebită orientarii catre profit a Societății și gestionării raționale a numerarului.

In anul 2017 Grupul a contractat un expert tehnic extern, ISPH SA, pentru estimarea costurilor de abandonare, conservare si securizare a lucrărilor executate cu privire la investițiile cu funcțiuni complexe. În anul 2018, pe baza analizei costurilor și beneficiilor, conducerea a decis să abandoneze anumite obiective de investiții, dupa cum sunt prezentate mai jos și în Nota 28.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Pentru obiectivele de investiții pentru care s-a luat decizia de abandonare, au fost recunoscute pierderi din depreciere la nivelul valorii contabile brute totale a acestora. Valoarea contabilă brută a investițiilor abandonate este 590.890 mii RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024. Pentru aceste obiective de investiții, Grupul a recunoscut provizioane de dezafectare și refacere a amplasamentului (a se vedea Nota 28).

Proiect | Obiectiv | Valoarea contabilă brută | Pierderi din depreciere cumulate | Valoarea contabilă netă
Borca-Poiana Teiului | Treapta Galu | 9.023 | (9.023) | -
Cosmești-Movileni | Treapta Cosmești | 93.207 | (93.207) | -
AHE SURDUC – SIRIU | Treapta Cireșu-Surduc | 17.345 | (17.345) | -
Făgăraș-Hoghiz | Făgăraș - Hoghiz | 174.950 | (174.950) | -
Runcu-Firiza | Runcu-Firiza | 87.807 | (87.807) | -
Dâmbovița – Clăbucet | Dâmbovița - Clăbucet | 34.762 | (34.762) | -
Valea Sadului-Vădeni | Valea Sadului-Vădeni | 165.209 | (165.209) | -
Altele |  | 8.587 | (8.587) | -
Total |  | 590.890 | (590.890) | -

In 2025 si 2024 au fost recunoscute pierderi din depreciere pentru imobilizari corporale in curs de executie, altele decat activele abandonate mentionate mai sus, astfel:

Proiect | Valoarea contabilă brută 31 decembrie 2025 | Pierderi din depreciere cumulate 31 decembrie 2025 | Valoare contabilă netă 31 decembrie 2025 | Pierderi din depreciere constituite/ (reversate) 2025
AHE Bumbești-Livezeni | 806.577 | 446.184 | 360.393 | 23.409
CHE RACOVITA | 62.796 | 62.796 | - | -
AHE Rastolita | 736.807 | 736.807 | - | 13.958
AHE Siriu-Surduc | 769.692 | 677.544 | 92.148 | 28.402
AHE Pașcani | 470.422 | 470.422 | - | 34.806
AHE Cerna-Belareca | 319.451 | 319.451 | - | 501
AHE Cornetu-Avrig | 108.391 | 107.100 | 1.291 | -
Cerna Motru Tismana – etapa II | 73.618 | 72.943 | 676 | -
Lac redresor Sebeș | 59.958 | 59.958 | - | -
Bistra | 44.293 | 37.304 | 6.989 | -
Retehnologizare Porțile de Fier II | 45.265 | 45.265 | - | -
Altele | 67.131 | 66.615 | 516 | -
Total | 3.564.401 | 3.102.389 | 462.012 | 101.077

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Proiect | Valoarea contabilă brută 31 decembrie 2024 | Pierderi din depreciere cumulate 31 decembrie 2024 | Valoare contabilă netă 31 decembrie 2024 | Pierderi din depreciere constituite/ (reversate) 2024
AHE Bumbești-Livezeni | 789.333 | (422.775) | 366.558 | (28.314)
CHE RACOVITA | 62.781 | (62.781) | - | -
AHE Rastolita | 722.849 | (722.849) | - | 68.778
AHE Siriu-Surduc | 750.191 | (666.488) | 83.703 | (33.447)
AHE Pașcani | 435.616 | (435.616) | - | 39.133
AHE Cerna-Belareca | 318.950 | (318.950) | - | 685
AHE Cornetu-Avrig | 108.262 | (106.985) | 1.277 | 1.036
Cerna Motru Tismana – etapa II | 72.943 | (72.943) | - | -
Lac redresor Sebeș | 56.363 | (56.363) | - | -
Bistra | 45.013 | (45.013) | - | 4
Retehnologizare Porțile de Fier II | 45.265 | (45.265) | - | -
Altele | 78.572 | (72.450) | 6.122 | (8.281)
Total | 3.486.138 | (3.028.478) | 457.660 | 39.594

Determinarea valorilor recuperabile

Determinarea valorilor recuperabile ale investițiilor în curs de mai sus a avut la baza o serie de ipoteze privind fezabilitatea finalizării investițiilor și fluxurile de numerar previzionate.

Ipotezele semnificative utilizate pentru estimarea valorii recuperabile sunt prezentate mai jos. Estimările au avut la baza atât date istorice, cât și evaluarea conducerii cu privire la tendințele viitoare legate de prețurile energiei electrice, marje, costuri de finalizare si riscul climatic:

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Ipoteze | Metoda de elaborare a ipotezelor
31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Costuri de finalizare a proiectelor, fluxurile de numerar anuale până la finalizare și data punerii în funcțiune | In baza contractelor încheiate cu furnizorii pentru fiecare proiect sau a estimarilor făcute de conducere (a se vedea mai jos)
Capacități instalate | pe baza datelor tehnice pentru fiecare proiect (a se vedea mai jos)
Rata de utilizare (producţie) | In medie 80% din capacitatea de productie (energia anuala de proiect) (pe baza istoricului productiei de energie electrica a Societatii si a ajustarii aferenta riscului climatic) | In medie 80% din capacitatea medie de producție (energia anuala de proiect) (pe baza istoricului productiei de energie electrica a Societatii si a ajustarii aferenta riscului climatic)
Prețurile energiei electrice | Pe baza rapoartelor intocmite de consultanti externi pentru perioada 2025-2060, ajustate pentru anumite ipoteze; creșterea anuală a prețurilor cu 2% (rata inflației pe termen lung) pentru perioada 2061 – 2080 | Pe baza rapoartelor intocmite de consultanți externi pentru perioada 2024 – 2060; creșterea anuală a prețurilor cu 2% (rata inflației pe termen lung) pentru perioada 2061 – 2078
Cheltuieli de exploatare | Pentru proiectele Bumbesti Livezeni, Rastolita, Siriu Surduc si Pascani, Grupul a determinat fluxurile de numerar viitoare estimând cheltuielile de exploatare specifice fiecarui proiect (cheltuieli cu apa uzinata, cheltuieli cu remuneratia angajatilor, cheltuieli cu mentenanta, cheltuieli cu materialele), precum si cheltuieli indirecte. | Pentru proiectele Bumbesti Livezeni, Rastolita, Siriu Surduc si Pascani, Grupul a determinat fluxurile de numerar viitoare estimând cheltuielile de exploatare specifice fiecarui proiect (cheltuieli cu apa uzinata, cheltuieli cu remuneratia angajatilor, cheltuieli cu mentenanta, cheltuieli cu materialele), precum si cheltuieli indirecte.
Durata de viață utilă | 50 ani | 50 ani
Rata de actualizare înainte de impozitare | 10,6% | 10,4%

Estimarile Grupului cu privire la costurile necesare finalizarii proiectelor in curs de executie, precum si capacitatile anuale de productie care vor fi instalate, sunt dupa cum urmeaza:

An | Costuri de finalizare estimate | Capacitate instalata anuala (MW) |
| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024 | 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024 |
2025 | - | 160.975 | - | 30 |
2026 | 194.890 | 520.670 | - | 10 |
2027 | 495.949 | 667.949 | - | 207 |
2028 | 810.022 | 335.701 | 404 | 222 |
2029 | 187.584 | 118.145 | 152 | 65 |
2030 | 198.112 | 10.000 | 65 | - |
Total | 1.886.556 | 1.813.440 | 621 | 534 |

Grupul estimează că aproximativ 88% din capacitatea suplimentară de producție va fi instalată până la sfârșitul anului 2028.

Pierderile din depreciere recunoscute au fost determinate în principal de modificarea ipotezelor utilizate cu privire la prețurile viitoare ale energiei electrice, modificarea ratei de discountare si actualizarea programului de lucrari in timp.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Principalele variații ale valorii recuperabile/pierderillor din depreciere in anii 2025 si 2024 se refera la următoarele proiecte de investiții:

- Proiectul Bumbești-Livezeni, cu o valoare contabilă netă de 360.393 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 366.558 mii RON), pentru care lucrările au fost suspendate în 2017 din cauza faptului că autorizațiile de construcție și de mediu au fost anulate ca urmare a litigiului pierdut de Societate cu anumite organizații non-profit. Proiectul a început în 2003, în timp ce în 2005 Parcul Național Defileul Jiului a fost declarat regiune protejată; in consecinta, Grupul trebuie să reevalueze impactul asupra mediului și să obțină autorizații noi.

Deprecierea suplimentara in suma de 23.408 mii RON din 2025 pentru proiectul Bumbesti-Livezeni a fost determinata de utilizarea fluxurilor de numerar bazate pe cheltuieli de exploatare specifice proiectului si actualizarea ipotezelor folosite.

Grupul este în prezent în proces de obținere a autorizațiilor noi de construire și de mediu în vederea continuării lucrărilor. În 2022, autoritățile au comunicat Grupului că documentația prezentată nu respectă cerințele legale și trebuie revizuită.

In cursul anului 2024, documentația de mediu revizuită a fost retransmisă autorităților și au avut loc consultările publice privind aceasta. Conducerea consideră că nu există probleme care să împiedice Grupul să obțină autorizațiile și să finalizeze proiectul. În consecință, valoarea recuperabilă a proiectului a fost determinată având în vedere că proiectul va fi finalizat în 2028.

- Proiectul Siriu-Surduc cu o valoare contabilă netă de 92.147 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 83.703 mii RON), pentru care lucrările au fost suspendate din cauza faptului că autorizațiile de construire și de mediu pentru construcția barajului au fost anulate ca urmare a litigiului pierdut de Societate cu anumite organizații non-profit. Proiectul a început în 1983 și cuprinde 3 hidrocentrale, dintre care una a fost pusă în funcțiune în 1988, pentru alta conducerea a decis abandonarea proiectului, iar a treia este încurs de executie, lucrările fiind suspendate până la revizuirea impactului asupra mediului și obținerea unor noi autorizații.

Deprecierea suplimentara in suma de 28.401 mii RON din 2025 pentru proiectul Siriu-Surduc a fost determinata de utilizarea fluxurilor de numerar bazate pe cheltuieli de exploatare specifice proiectului si actualizarea ipotezelor folosite.

Conducerea consideră că nu există probleme care să împiedice Grupul să obțină autorizațiile și să finalizeze proiectul. În consecință, valoarea recuperabilă a proiectului a fost determinată având în vedere că proiectul va fi finalizat în 2028.

Analiza de senzitivitate

Analiza de senzitivitate de mai jos prezinta efectul asupra profitului inainte de impozitare si a fost determinata pe baza modificarilor rezonabile ale ipotezelor cheie la sfarsitul perioadelor de raportare, in timp ce alte ipoteze raman constante.

Rata de actualizare inainte de impozitare | Crestere/ (descrestere ) a profitului inainte de impozitare
Crestere cu 100 puncte de baza | Descrestere cu 100 puncte de baza
2025 | (108.651) | 135.358
2024 | (121.363) | 154.595

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Cheltuieli de exploatare | Crestere/ (descrestere ) a profitului inainte de impozitare
Crestere cu 5% | Descrestere 5%
2025 | (10.124) | 10.124
2024 | (13.403) | 13.403

Preturile energiei electrice | Crestere/ (descrestere ) a profitului inainte de impozitare
Crestere cu 5% | Descrestere cu 5%
2025 | 62.844 | (62.844)
2024 | 89.417 | (89.417)

Rata de utilizare | Crestere/ (descrestere ) a profitului inainte de impozitare
Crestere cu 500 puncte de baza | Descrestere cu 500 puncte de baza
2025 | 62.844 | (62.844)
2024 | 71.593 | (71.442)

23. CAPITAL ŞI REZERVE

(a) Capital social

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Capital social la valoare nominala | 4.498.026 | 4.498.026
Ajustarea la inflație în conformitate cu IAS 29 | 1.028.871 | 1.028.871
Total | 5.526.898 | 5.526.898

Până la 31 decembrie 2003, capitalul social în termeni nominali a fost retratat in conformitate cu IAS 29 „Raportarea financiară in economiile hiperinflaționiste”, ajustările aferente fiind recunoscute în rezultatul reportat.

La 31 decembrie 2024 si 31 decembrie 2023, capitalul social autorizat subscris al Societății este împărțit în 449.802.567 acțiuni ordinare cu o valoare nominală de 10 RON pe acțiune. Acționarii au dreptul la dividende și fiecare acțiune confera un drept de vot.

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Acționari | Număr de acțiuni | % | Număr de acțiuni | %
Ministerul Energiei | 360.094.390 | 80,0561% | 360.094.390 | 80,0561%
Persoane juridice | 75.600.136 | 16,8074% | 73.287.787 | 16,2933%
Persoane fizice | 14.108.041 | 3.1365% | 16.420.390 | 3,6506%
Total | 449.802.567 | 100% | 449.802.567 | 100%

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

(b) Rezerva din reevaluare

Reconcilierea dintre soldul initial și soldul final al rezervei din reevaluare este dupa cum urmeaza:

| 2025 | 2024
Sold la 1 ianuarie | 11.548.962 | 12.038.616
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare a amortizării și iesirilor de imobilizări corporale, net de impozit | (464.690) | (488.884)
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare a deprecierii imobilizarilor corporale | (528) | (770)
Reevaluarea imobilizărilor corporale | - | -
Impozit amânat aferent rezervei din reevaluare | - | -
Sold la 31 decembrie | 11.083.762 | 11.548.962

(c) Alte rezerve

Alte rezerve includ:

- rezerva legală in suma de 928.970 mii RON (31 decembrie 2024: 928.970 mii RON), constituită anual la nivelul fiecarei societati a Grupului in proportie de 5% din profitul înainte de impozitare până când rezerva legală totală ajunge la 20% din capitalul social vărsat nominal. Rezervele legale sunt obligatorii, sunt deductibile la calculul impozitului pe profit și nu sunt distribuibile.

- alte rezerve nedistribuibile in suma de 97.000 mii RON la 31 decembrie 2025 si 2024, constituite în 2006 în baza Ordonanței de Urgență a Guvernului nr. 89/2004.

(d) Dividende

În data de 29 aprilie 2025, Adunarea Generală a Acționarilor Societății a aprobat distribuirea de dividende din profitul anului 2024, în sumă de 4.043.229 mii RON, reprezentând 100% din profitul net al anului 2024 eligibil pentru distribuire conform situațiilor financiare individuale statutare ale Societății.

Valoarea dividendelor pe acțiune distribuite este de 8,99 RON/acțiune (2024: 13,99 RON/acțiune).

Datoriile în legătură cu dividendele includ:

| 31 decembrie 2025 |  | 31 decembrie 2024
Dividende de plată | 6.452 |  | 5.183
Impozit pe dividende | 285 |  | 470
Total | 6.737 |  | 5.653

Societatile din Romania pot distribui dividende numai din profiturile conform situatiilor financiare individuale statutare intocmite in conformitate cu reglementarile contabile din Romania.

(e) Gestionarea capitalului

Gestionarea capitalului de catre Grup este influențată în mod semnificativ de reglementari. Distribuirea dividendelor este guvernata de reglementări speciale, inclusiv Ordonanța de Guvern nr. 64/2001, conform căreia, în cazul societăților deținute integral sau majoritar de stat, minimum 50% din profitul contabil se distribuie sub formă de dividende, daca alte legi speciale nu prevad altfel.

Politica Grupului este de a mentine o baza de capital puternica pentru a mentine increderea investitorilor, creditorilor si a pietei si pentru a sustine dezvoltarea viitoare a activitatii. Conducerea monitorizeaza rentabilitatea capitalului, precum si nivelul dividendelor distribuite catre actionari.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Raportul dintre datorii nete / (numerar si investitii pe termen scurt, net) si EBITDA AJUSTATA nu trebuie sa depaseasca 3.

| 2025 | 2024
Imprumuturi bancare | 213.315 | 300.733
Datorii aferente contractelor de leasing | 71.648 | 79.354
Minus: Numerar si echivalente de numerar | (1.187.734) | (1.581.617)
Minus: Investitii pe termen scurt | (3.732.016) | (3.475.933)
Datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt, net) (A) | (4.634.787) | (4.677.463)
EBITDA AJUSTATA (1) (B) | 4.833.528 | 5.516.597
Raportul dintre Datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt, net) si EBITDA AJUSTATA (A/B) | (0.96) | (0,85)

1. EBITDA (Profitul înainte de dobânzi, impozitare, amortizare și depreciere) AJUSTATA este calculata pornind de la EBITDA definita si calculata ca profitul/(pierderea) înainte de impozitare, înainte de (i) amortizarea imobilizarilor corporale si necorporale și (ii) cheltuieli si venituri din dobanzi, AJUSTATA CU deprecierea/reversarea deprecierii imobilizărilor corporale si necorporale. EBITDA si EBITDA AJUSTATA nu sunt indicatori IFRS si nu trebuie tratate ca alternative la indicatori IFRS. Mai mult, EBITDA AJUSTATA nu este definita in mod unitar. Metoda de calcul a EBITDA AJUSTATA utilizata de alte societati poate fi semnificativ diferita fata de cea utilizata de Grup. In consecinta, EBITDA AJUSTATA prezentata in aceasta nota nu poate fi utilizata, ca atare, in scopul comparatiei cu EBITDA sau EBITDA AJUSTATA a altor societati.

24. ÎMPRUMUTURI

Descriere | 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
BRD Groupe Societe Generale din data de 4 martie 2021 în suma de 1.250.000 mii RON - împrumut contractat pentru finanțarea achiziției Crucea Wind Farm SA și Hidroelectrica Wind Services SRL. Încasări din împrumut: 130.000 mii EUR (reprezentând 635.219 mii RON) | 215.315 | 300.733
Rambursare: rate trimestriale între 11 iunie 2021 și 11 martie 2028. Dobânda este legată la EURIBOR 3 luni plus o marjă. Anul scadenței: 2028.
Total imprumuturi | 215.315 | 300.733
Porțiunea curentă | 94.957 | 92.887
Porțiunea pe termen lung | 118.358 | 207.846

În 2025 Grupul a rambursat împrumuturi in suma de 93.674 mii RON (2024: 92.350 mii RON).

Contractul de ȋmprumut cu BRD Groupe Societe Generale include următorii indicatori financiari:

- Rata de acoperire a serviciului datoriei determinată ca raportul dintre EBITDA din care se deduc plăţile de dividende, cheltuielile de capital și impozitele, pe de o parte, și serviciul datoriei, pe de altă parte – valoarea minimă 1,1;

- rata de ȋndatorare – valoarea maximă 3,0.

Conform contractului de ȋmprumut, ȋn cazul ȋn care nu este ȋndeplinit unul dintre indicatorii de mai sus, Societatea beneficiază de o perioada de remediere de 60 de zile de la care creditorul a notificat Societatea.

La 31 decembrie 2025, rata de acoperire a serviciului datoriei, așa cum este definită prin contract, este sub 1,1, în consecință, porțiunea pe termen lung în valoare de 118.358 mii RON trebuie clasificată ca și datorie pe termen scurt. Întrucât serviciul datoriei nete definit prin contract este pozitiv având în vedere serviciul datoriei comparat cu EBITDA, dobânzile fiind mai mari decât serviciul datoriei. Societatea a primit o derogare din partea băncii, ulterior datei de 31 decembrie 2025.

O situatie similară a fost înregistrată la 31 decembrie 2024, porțiunea pe termen lung fiind de 207.846 mii RON. Societatea a primit o derogare din partea băncii, ulterior datei de 31 decembrie 2024.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Reconcilierea mișcării datoriilor cu fluxurile de numerar din activitatea de finanțare

| Imprumuturi bancare | Leasing | Total
Soldul la 1 ianuarie 2025 | 300.733 | 79.354 | 380.087
Modificări generate din fluxuri de numerar din activitatea de finantare |  |  |
Rambursare a împrumuturilor bancare | (93.674) | - | (93.674)
Plăți de leasing | - | (9.486) | (9.486)
Total modificari din fluxuri de numerar din activitatea de finantare | (93.674) | (9.486) | (103.160)
Efectul modificarii cursurilor de schimb valutar | (6.505) | - | (6.505)
Alte modificări |  |  |
Aferente datoriilor |  |  |
Modificări ale contractelor de leasing | - | 1.780 | 1.780
Cheltuieli cu dobânzile | 6.765 | 5.224 | 11.989
Dobânzi plătite | (7.014) | (5.224) | (12.238)
Total alte modificări aferente datoriilor | 249 | 1.780 | 1.530
Sold la 31 decembrie 2025 | 213.315 | 71.648 | 284.963

| Imprumuturi bancare | Leasing | Total
Soldul la 1 ianuarie 2024 | 393.535 | 66.301 | 459.836
Modificări generate din fluxuri de numerar din activitatea de finantare |  |  |
Rambursare a împrumuturilor bancare | (92.350) | - | (92.350)
Plăți de leasing | - | (6.436) | (6.436)
Total modificari din fluxuri de numerar din activitatea de finantare | (92.350) | (6.436) | (98.786)
Efectul modificarii cursurilor de schimb valutar | (58) | - | (58)
Alte modificări |  |  |
Aferente datoriilor |  |  |
Modificări ale contractelor de leasing | - | 19.489 | 19.489
Cheltuieli cu dobânzile | 14.136 | 4.311 | 18.447
Dobânzi plătite | (14.530) | (4.311) | (18.841)
Total alte modificări aferente datoriilor | (394) | 19.489 | 19.095
Sold la 31 decembrie 2024 | 300.733 | 79.354 | 380.087

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

25. DATORII COMERCIALE

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Furnizori de energie electrica | 194.151 | 107.729
Furnizori de distribuție a energiei electrice | 184.014 | 146.328
Furnizori de imobilizări corporale | 159.951 | 38.888
Furnizor de apă uzinata | 101.298 | 70.287
Furnizori de întreținere si reparații | 25.928 | 14.511
Alți furnizori | 126.882 | 52.939
Total datorii comerciale | 792.224 | 430.682
Portiunea curenta | 777.323 | 429.683
Portiunea pe termen lung | 14.901 | 999

Furnizorii de energie electrică, distributie a energiei electrice si apă sunt în principal cei prezentați în Nota 33 Părți afiliate.

Alți furnizori includ furnizori de servicii, materiale și consumabile.

Grupul are garanții primite de la furnizori în suma de 667.069 mii RON la 31 decembrie 2025 (470.255 mii RON la 31 decembrie 2024), în afara bilanțului. Acestea sunt garanții de bună execuție sub formă de scrisori de garanție bancara, polițe de asigurare și conturi escrow. Cresterea reprezinta in principal garantiile primite pentru lucrari de retehnologizare si mentenanta.

26. ALTE DATORII

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
| Curente | Pe termen lung | Curente | Pe termen lung
Datorii către stat | 53.989 | - | 39.339 | -
Garantii de buna executie | 10.357 | 57.758 | 7.056 | 52.403
Garantii contractuale clienti | 45.505 | - | 57.587 | -
Datorii in legatura cu dividendele | 6.736 | - | 5.653 | -
Altele | 29.787 | 109 | 14.614 | 109
Total | 146.374 | 57.867 | 124.249 | 52.512

Datoriile curente către stat reprezintă în principal TVA de plată în suma de 49.448 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 37.573 mii RON).

Începând cu al doilea trimestru al anului 2024, Grupul solicita potențialilor clienți finali cu risc de contrapartida mai multe opțiuni de garanție de plată, inclusiv constituirea de garanții monetare. În acest sens, sunt constituite depozitele de garanție deschise de clienți, valoarea depozitului fiind bazată pe valoarea contractuală estimată a energiei electrice furnizate pentru o perioadă de până la trei luni, acestea fiind valabile pe perioada contractuală.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

27. VENITURI INREGISTRATE ÎN AVANS

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
| Curente | Pe termen lung | Curente | Pe termen lung
Subvenții guvernamentale | 5.555 | 191.455 | 6.091 | 201.002
Altele | 53 | 933 | 55 | 995
Total | 5.608 | 192.388 | 6.146 | 201.997

Subvențiile guvernamentale reprezintă sume primite de la stat pentru construcția anumitor proiecte de investiții.

Reconcilierea între soldul initial si soldul final al subvențiilor guvernamentale:

| 2025 | 2024
Sold la 1 ianuarie | 207.093 | 182.486
Creșteri în cursul anului | 5.869 | 30.514
Utilizare pentru exproprieri | (9.340) | -
Reluari la venituri | (6.612) | (5.907)
Sold la 31 decembrie | 197.010 | 207.093

28. PROVIZIOANE

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
| Curente | Pe termen lung | Curente | Pe termen lung
Litigii si dispute | 93.481 | - | 71.420 | -
Dezafectare | - | 911.465 | - | 848.189
Provizioane fiscale | - | 97.667 | - | 95.316
Alte provizioane | 11.017 | - | 11.050 | -
Total | 104.498 | 1.009.132 | 82.470 | 943.505

| Litigii si dispute | Dezafectare | Provizioane fiscale | Alte provizioane | Total
Soldul la 1 ianuarie 2025 | 71.420 | 848.189 | 95.316 | 11.050 | 1.025.975
Provizioane recunoscute in corespondenta cu imobilizările corporale | - | 127 | - | - | 127
Provizioane recunoscute în profit sau pierdere | 22.214 | 21.327 | - | - | 43.541
Provizioane utilizate | - | - | - | - | -
Provizioane reversate | (149) | (17.288) | (4.407) | (32) | (21.876)
Actualizarea provizioanelor (Nota 14) | (4) | 59.111 | 6.758 | - | 65.864
Sold la 31 decembrie 2025 | 93.481 | 911.466 | 97.667 | 11.018 | 1.113.630

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

| Litigii si dispute | Dezafectare | Provizioane fiscale | Alte provizioane | Total
Soldul la 1 ianuarie 2024 | 163.588 | 746.286 | 90.544 | 1.771 | 1.002.189
Provizioane recunoscute in corespondenta cu imobilizările corporale | - | (344) | - | - | (344)
Provizioane recunoscute în profit sau pierdere | 1.881 | 50.152 | - | 10.410 | 31.960
Provizioane utilizate | (65.279) | - | - | (1.026) | (66.305)
Provizioane reversate | (28.770) | - | (1.608) | (105) | -
Actualizarea provizioanelor (Nota 14) | - | 52.096 | 6.380 | - | 58.476
Sold la 31 decembrie 2024 | 71.420 | 848.189 | 95.316 | 11.050 | 1.025.975

I. Provizioane pentru litigii si dispute

La 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024, provizioanele pentru litigii includ 67.618 mii RON în legătură cu litigiul cu Asocierea Romelectro SA. Hidroconstrucția SA și ISPH Project Development SA (Asocierea) început în 2013. Obiectul litigiului îl constituie disputele privind contractul semnat în 2004 pentru proiectul de investiții Bumbești-Livezeni. Asocierea a pretins 88.400 mii RON reprezentând lucrări suplimentare efectuate de Asociere începând cu anul 2010 până la data începerii litigiului. În urma mai multor hotărâri și apeluri în 2019. Dosarul a fost trimis spre rejudecare. În 2020 Curtea a solicitat un raport de expertiză tehnică. Pe baza sentințelor anterioare, a raportului de expertiză emis la 17 februarie 2022 și având în vedere probabilitatea unui rezultat nefavorabil, Grupul a recunoscut un provizion de 67.618 mii RON. Grupul a recunoscut in 2025 provizioane suplimentare pentru dobânzi și penalități în legătură cu plata cu întârziere a lucrărilor care nu au fost initial recunoscute.

II. Provizioane pentru dezafectare

În 2018 și 2019, conducerea Societății a decis să abando neze anumite proiecte de investiții în curs de executie (Nota 22). In consecinta, Grupul a recunoscut provizioane de dezafectare in profit sau pierdere pentru valoarea actualizată a lucrărilor estimate a fi necesare pentru abandonarea acelor active. Costurile de dezafectare au fost estimate pe baza unor studii efectuate de un expert tehnic extern în 2017, actualizate in cursul anului 2024 luand in considerare costul curent al activitatilor principale de abandon.

Principalele costuri de abandonare incluse în provizion sunt:

• costul demolării construcțiilor existente;

• costul transportului deșeurilor la cel mai apropiat depozit ecologic;

• taxa de mediu, in conformitate cu cerințele legale;

• costul de depozitare a deșeurilor la un depozit ecologic.

Costurile au fost actualizate utilizând o rata de actualizare intre 4,73% și 5,73% (31 decembrie 2024: intre 5,27% si 7,09%), în funcție de perioada de dezafectare preconizată.

Un provizion de dezafectare in suma de 15.299 mii RON este aferent parcului eolian. Efectele modificărilor ipotezelor care stau la baza costurilor de dezafectare pentru parcul eolian sunt recunoscute în corespondenta cu imobilizările corporale.

III. Provizioane fiscale

Provizioanele fiscale in suma de 97.667 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 95.316 mii RON) reprezintă valoarea actualizată a TVA preconizata fi plătita la scoterea din evidenta a proiectelor de investiții abandonate (Nota 22).

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

29. INSTRUMENTE FINANCIARE – Valori juste și gestionarea riscurilor

(a) Clasificări contabile și valori juste

În conformitate cu IFRS 9, activele și datoriile financiare ale Grupului sunt evaluate la cost amortizat. În conformitate cu modelul de afaceri al Grupului, activele și datoriile financiare sunt deținute in vederea colectarii fluxurilor de numerar contractuale, iar aceste fluxuri de numerar sunt exclusiv plăți de principal și dobânzi. Grupul nu a inclus informatii privind valoarea justa pentru activele si datoriile financiare care nu sunt evaluate la valoarea justa daca valoarea contabila reprezinta o aproximare rezonabila a valorii juste.

(b) Gestionarea riscului financiar

Riscul de credit

Riscul de credit este riscul ca Grupul să suporte o pierdere financiară dacă un client sau o contrapartida la un instrument financiar nu își îndeplinește obligațiile contractuale, iar acest risc derivă în principal din creanțe comerciale, numerar și echivalente de numerar și investiții în depozite..

Numerarul și depozitele bancare sunt plasate în instituții financiare care sunt considerate ca având o bonitate ridicată, parte din acestea fiind deținute de Statul Roman cum ar fi CEC Bank sau Exim Bank.

Expunerea la riscul de credit

Valoarea contabila a activelor financiare reprezintă expunerea maxima la riscul de credit.

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Creanțe comerciale | 1.698.378 | 1.633.688
Numerar și echivalente de numerar | 1.187.734 | 1.581.617
Numerar restricționat | 55.124 | 21.057
Investiții în obligatiuni corporative si depozite | 3.732.016 | 3.475.933
Total | 6.673.252 | 6.712.295

Creanțe comerciale

Expunerea Grupului la riscul de credit este influențată în principal de caracteristicile individuale ale fiecărui client. Grupul a stabilit o politică de credit conform căreia fiecare client nou non-casnic este analizat individual din punct de vedere al bonității înainte de încheierea unui contract, astfel încât vânzarea să se realizeze către clienții cu o bonitate adecvată. Pentru clienții casnici, o astfel de analiză a riscului de credit nu se efectuează din cauza naturii și numărului clienților cât și a legislației în vigoare. Ajustările pentru pierderi din deprecierea creanțelor comerciale reflectă pierderile din credit preconizate, calculate pe baza ratelor de pierdere.

Tabelul următor prezinta informații cu privire la expunerea la riscul de credit și pierderile din credit preconizate (ECL) pentru creanțele comerciale la 31 decembrie 2025:

| Rata medie ponderată a pierderilor |  | Valoarea contabilă brută |  | Ajustare pentru pierderi din depreciere |  | Creanțe comerciale nete
Nerestante | 2,04% |  | 964.353 |  | (19.498) |  | 944.856
Restante - de la 0 la 3 luni | 15,61% |  | 118.051 |  | (18.454) |  | 99.597
Restante - de la 3 la 6 luni | 55,76% |  | 54.937 |  | (30.633) |  | 24.304
Restante - de la 6 luni la 1 an | 89,37% |  | 64.069 |  | (58.124) |  | 5.945
Restante - mai mult de 1 an | 100,00% |  | 137.272 |  | (137.287) |  | -
Total |  |  | 1.338.682 |  | (263.996) |  | 1.074.686
Clienți analizați individual |  |  | 623.692 |  | - |  | 623.692
Total creanțe comerciale |  |  | 1.962.374 |  | (263.996) |  | 1.698.378

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Tabelul următor prezinta informații despre expunerea la riscul de credit și pierderile din credit preconizate (ECL) pentru creanțele comerciale la 31 decembrie 2024:

| Rata medie ponderată a pierderilor |  | Valoarea contabilă brută |  | Ajustare pentru pierderi din depreciere |  | Creanțe comerciale nete
Nerestante | 2,21% |  | 803.320 |  | (17.745) |  | 785.476
Restante - de la 0 la 3 luni | 17,80% |  | 140.963 |  | (25.096) |  | 115.867
Restante - de la 3 la 6 luni | 73,31% |  | 69.496 |  | (50.945) |  | 18.550
Restante - de la 6 luni la 1 an | 100,00% |  | 69.294 |  | (69.294) |  | -
Restante - mai mult de 1 an | 100,00% |  | 73.297 |  | (73.297) |  | -
Total | - |  | 1.156.270 |  | (236.377) |  | 919.893
Clienți analizați individual | - |  | 713.795 |  | - |  | 713.795
Total creanțe comerciale | - |  | 1.870.065 |  | (236.377) |  | 1.633.688

Clienții analizați individual reprezintă sume restante de la clienți pentru care Grupul consideră că există un risc de neincasare neglijabil.

Ratele pierderilor estimate pentru anul 2025 se bazeaza pe pierderile din credit efective inregistrate in ultimele sase trimestre luand in considerare evolutia segmentului de furnizare (31 decembrie 2024: ultimele sase trimestre).

Grupul are garanții primite de la clienți în suma de 591.806 mii RON la 31 decembrie 2025 (527.949 mii RON la 31 decembrie 2024) sub formă de scrisori de garanție bancară. Începând cu anul 2024 Grupul înregistrează de asemenea și depozite de garanție deschise de clienți reprezentând garanții plătite în valoare de 45.505 mii RON (2024: 57,587 mii RON) (vezi Nota 26).

Riscul de lichiditate

Riscul de lichiditate reprezintă riscul ca Grupul să aibă dificultăți în onorarea obligațiilor asociate datoriilor financiare decontate prin transferul numerarului sau altui activ financiar. Grupul are numerar și echivalente de numerar și investiții pe termen scurt semnificative, prin urmare nu se confruntă cu un risc de lichiditate semnificativ.

Grupul monitorizează nivelul intrărilor de numerar previzionate din incasarea creanțelor comerciale, precum și nivelul ieșirilor de numerar previzionate pentru plata împrumuturilor, datoriilor comerciale și altor datorii. Grupul urmareste să mențină un nivel al conturilor bancare curente și al depozitelor bancare care să depășească ieșirile de numerar previzionate pentru plata datoriilor financiare.

Expunerea la riscul de lichiditate

Tabelul următor prezintă scadențele contractuale rămase ale datoriilor financiare la data de raportare. Fluxurile de numerar contractuale sunt prezentate ca sume brute și neactualizate și includ plățile contractuale de dobânzi estimate.

|  | Fluxuri de numerar contractuale
31 decembrie 2025 | Valoare contabilă | Total | < 12 luni | 1-5 ani | > 5 ani
Datorii financiare |  |  |  |  |
Datorii comerciale | 792.224 | 792.224 | 777.323 | 14.901 | -
Împrumuturi bancare | 213.315 | 219.217 | 98.802 | 120.415 | -
Datorii aferente contractelor de leasing | 71.648 | 89.782 | 14.597 | 46.701 | 28.484
Total | 1.077.187 | 1,101,223 | 890,722 | 182,017 | 28.484

|  | Fluxuri de numerar contractuale
31 decembrie 2024 | Valoare contabilă | Total | < 12 luni | 1-5 ani | > 5 ani
Datorii financiare |  |  |  |  |
Datorii comerciale | 430.682 | 430.682 | 429.683 | 999 | -
Împrumuturi bancare | 300.733 | 316.524 | 100.618 | 215.906 | -
Datorii aferente contractelor de leasing | 79.354 | 101.968 | 14.329 | 50.922 | 36.717
Total | 810.769 | 849.174 | 544.630 | 267.827 | 36.717

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Riscul de piață

Riscul de piață este riscul ca modificările prețurilor de piață – cursul de schimb și rata dobânzii – să afecteze profitul Grupului sau valoarea instrumentelor financiare deținute. Obiectivul gestionarii riscului de piață este de a controla expunerile la riscul de piață în limite acceptabile, optimizând în același timp rezultatele.

(i) Riscul de rată a dobânzii

Grupul are împrumuturi bancare pe termen lung cu rate de dobânda variabile, care pot expune Grupul la riscul de rata a dobânzii.

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Instrumente cu rată fixă |  |
Active financiare |  |
Numerar restricționat | 55.124 | 21.057
Investiții în depozite și obligatiuni corporative | 3.732.016 | 3.475.933
Total | 3.787.140 | 3.496.990
Datorii financiare |  |
Datorii aferente contractelor de leasing | (71.648) | (79.354)
Total | (71.648) | (79.354)
Instrumente cu rata variabila |  |
Datorii financiare |  |
Împrumuturi bancare | (213.315) | (300.733)
Total | (213.315) | (300.733)

Analiza de senzitivitate a valorii juste a instrumentelor cu rată fixă

Grupul nu are active financiare și datorii financiare cu rată a dobânzii fixă recunoscute la valoare justă prin profit sau pierdere. Prin urmare, o modificare a ratelor dobânzii la data de raportare nu ar avea ca rezultat un câștig sau o pierdere în profit sau pierdere.

Analiza de senzitivitate a fluxurilor de numerar ale instrumentelor cu rată variabilă

O modificare rezonabila cu 50 de puncte de bază a ratelor dobânzii la data de raportare ar fi crescut (diminuat) profitul înainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Această analiză presupune că toate celelalte variabile, în special cursurile de schimb valutar, rămân constante.

| Creștere/ (diminuare) a profitului înainte de impozitare
creștere cu 50 puncte de baza | diminuare cu 50 puncte de baza
2025 |  |
Instrumente cu rata variabila | (1.066) | 1.066
2024 |  |
Instrumente cu rata variabila | (1.504) | 1.504

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

(ii) Riscul valutar

Grupul este expus riscului valutar de tranzacționare în măsura în care există un dezechilibru între monedele în care sunt exprimate vânzările, achizițiile, creanțele și împrumuturile și moneda funcționala a societăților Grupului. Moneda funcțională a Grupului este Leul românesc (RON).

Moneda în care sunt exprimate aceste tranzacții este in principal RON. Anumite datorii sunt exprimate în valute ca EUR și USD. Politica Grupului de gestionare a riscului este de a utiliza în in principal moneda locală. Grupul nu utilizează instrumente derivate sau instrumente de hedging.

| 31 decembrie 2025 -echivalentul in mii RON al valutei-
| EUR | USD | CHF
Creanțe comerciale | 228 | - | -
Investitii in depozite si obligatiuni | 277.256 | - | -
Numerar și echivalente de numerar | 3.468 | 89 | 3
Datorii comerciale | 60.176 | 160 | -
Împrumuturi bancare | 213.315 | - | -
Datorii aferente contractelor de leasing | 58.719 | - | -
Expunere neta la nivelul situației poziției financiare | (51.258) | (71) | 3

| 31 decembrie 2024 -echivalentul in mii RON al valutei-
| EUR | USD | CHF
Creanțe comerciale | 221 | - | -
Alte active | 78.840 |  |
Numerar și echivalente de numerar | 382.420 | 112 | 3
Datorii comerciale | (3.898) | (160) | -
Împrumuturi bancare | (300.733) | - | -
Datorii aferente contractelor de leasing | (62.432) | - | -
Expunere neta la nivelul situației poziției financiare | 94.418 | (48) | 3

Au fost aplicate următoarele cursuri de schimb:

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
RON / EUR | 5,0985 | 4,9741
RON / USD | 4,3417 | 4,7768
RON / CHF | 5,4743 | 5,2806

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Analiza de senzitivitate

O apreciere cu 5% a leului romanesc (RON) fata de toate celelalte valute la 31 decembrie ar fi afectat profitul înainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Această analiză presupune că toate celelalte variabile rămân constante.

| Creștere /(diminuare) a profitului înainte de impozitare |  | Creștere /(diminuare) a profitului înainte de impozitare
| 2025 (mii RON) |  | 2024 (mii RON)
EUR | 2.563 |  | 4.721
USD | 4 |  | 2
Total | (2.567) |  | 4.719

O depreciere cu 5% a leului românesc (RON) față de toate celelalte valute la 31 decembrie ar fi afectat profitul înainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Această analiză presupune că toate celelalte variabile rămân constante.

| Creștere/ (diminuare) a profitului înainte de impozitare |  | Creștere/ (diminuare) a profitului înainte de impozitare
| 2025 (mii RON) |  | 2024 (mii RON)
EUR | (2.563) |  | (4.721)
USD | (4) |  | 2
Total | (2.567) |  | (4.719)

30. ACHIZIȚIA DE FILIALE

În 22 februarie 2023, Societatea a fost declarată caștigătoare a procedurii de vânzare a liniilor de business ABC și platforma Câlnicel, care erau în proprietatea UCM Reșita SA.

În ianuarie 2024, Grupul a înființat o nouă filială, Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice S.R.L., prin care a preluat afacerea de la UCM Resita SA. Obiectul principal de activitate al noii filiale este fabricarea de motoare și turbine (cod CAEN 2811).

În data de 22 ianuarie 2024, Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor (“AGEA”) a aprobat tranzacția și documentele tranzacției privind preluarea afacerii de la U.C.M. Reșița S.A..Tranzacția a fost finalizată în urma îndeplinirii condițiilor suspensive, în data de 11 martie 2024. Prețul total pentru transferul dreptului de proprietate asupra afacerii este de 67.879 mii RON.

Grupul a înregistrat costuri aferente achiziției în suma de 1.128 mii RON pentru servicii de due-diligence și onorarii juridice. Aceste costuri au fost incluse în alte cheltuieli de exploatare.

Tabelul următor prezintă valorile activelor preluate. Grupul nu a preluat datorii.

| mii RON
Imobilizări necorporale | 17.576
Imobilizări corporale | 66.446
Stocuri | 9.585
Valoarea justă a activelor nete identificabile achiziționate | 93.607

Rezultatul tranzacției este următorul:

| mii RON
Valoarea justă a activelor nete identificabile achiziționate | 93.607
Contravaloarea transferată | 67.879
Castig din achizitia filialei | 25.728

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Tranzacția a fost contabilizată ca o combinare de întreprinderi, utilizând metoda achiziției, în conformitate cu IFRS 3. Contraprestația transferată a fost evaluată la valoarea justă, calculată ca valorile juste la data achiziției ale activelor transferate de Societate și ale datoriilor asumate de Societate față de fostul proprietar al entității achiziționate, precum și ale participației de capital emise de Grup în schimbul controlului asupra entității achiziționate. Valoarea justă a activelor și datoriilor a fost determinată cu implicarea unui expert evaluator, rezultând un câștig din achiziție avantajoasă de 25.728 mii RON. Activele identificate achiziționate au fost reprezentate de active necorporale, imobilizări corporale și stocuri. De asemenea, au fost transferate procesele și angajații entității achiziționate.

31. ANGAJAMENTE

31.1 Angajamente contractuale

Grupul are următoarele angajamente contractuale:

| 31 decembrie 2025 | 31 decembrie 2024
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale | 2.516.721 | 1.372.035

În 2025, Grupul a semnat contractul pentru realizarea lucrărilor de retehnologizare a CHE Stejaru si staiilor de pompe de mare putere Lotru.

În iunie 2024. Hidroelectrica a semnat contractul de realizare a lucrărilor de retehnologizare AHE Vidraru cu Asocierea formată din ELECTROMONTAJ (Lider de asociere) și Koncar – Engineering Co. Ltd. pentru producție si servicii (Croația). având ca subcontractant pe BUTAN GRUP. ca urmare a finalizarii procedurii de atribuire prin licitație deschisă. Prețul contractului este de 937.709 mii RON. lucrările urmând sa fie realizate în 84 de luni. conform graficului de execuție.

31.2 Garanții

Grupul a emis garanții de bună execuție în suma de 184.269 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 45.350 mii RON) în principal în legătură cu obligațiile sale de livrare a energiei electrice și în legătură cu obligațiile sale de plată legate de tranzacțiile de cumpărare a energiei electrice pe piata pentru ziua următoare și pe piata intrazilnica.

32. DATORII CONTINGENTE

32.1. Litigii, dispute si incertitudini fiscale

Principalele litigii în care este implicată Grupul cu expunere potențială de 195.206 mii RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 195.206 mii RON). sunt prezentate ca datorii contingente:

(a) Litigii cu autoritățile fiscale

Expunere potenţială: 63.612 mii RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024

Reclamant: Hidroelectrica

Dosar nr. 638/2/2024 și dosar nr. 1962/2/2024

Obiectul dosarului: Anularea Deciziei de impunere nr. A-DAF 6890/11.05.2023

În anul 2022. taxa pentru producătorii de energie electrica a fost subiectul unor frecvente modificări in ceea ce privește modul de calcul. Una dintre modificări a fost instituita prin Legea nr. 357/2022. care a fost publicata la 16 decembrie 2022. Societatea a aplicat prevederile legii incepand cu 16 decembrie 2022.

Dupa cum este mentionat in Nota 13E Societatea a facut obiectul unor controale fiscale privind taxa pentru producatorii de energie electrica de catre Directia Generala Antifrauda Fiscala a ANAF. Conform procesului verbal intocmit in data de 11 aprilie 2023. organele fiscale au aplicat modificarile introduse de lege retroactiv incepand cu 1 septembrie 2022 si. prin urmare. au calculat impozit suplimentar in valoare de 62.052 mii RON.

In data de 28 aprilie 2023 Societatea a primit o decizie de impunere pentru suma de 62.052 mii RON. Societatea a contestat Decizia de impunere această contestație fiind respinsă de către Dir ecția Generală de Soluționare a Contestațiilor din cadrul Ministerului Finanțelor.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Societatea a argumentat prin cererea de chemare în judecată (Dosar nr. 638/2/2024, constituit pe rolul Curtii de Apel Bucuresti) că modificările succesive ale actelor normative cu privire la metodologia de calcul a taxei pentru producătorii de energie electrică nu pot avea aplicabilitate decât pentru viitor, începând cu data publicării modificării actelor normative și nu retroactiv, asa cum au considerat autoritățile fiscale.

In data de 17 decembrie 2024 instanta a pronuntat o hotarare favorabila Hidroelectrica prin care a anulat decizia de solutionare a contestatiei si decizia de impunere si a dispus restituirea catre reclamanta a sumei de 62.052 mii lei. Dosarul va putea face obiectul unui recurs odată ce hotărârea Curții de Apel va fi redactată și comunicată.

ANAF a promovat recurs impotriva Sentintei Curtii de Apel Bucuresti, dosarul 638/2/2024 fiind inaintat spre solutionare Inaltei Curti de Casatie si Justitie, primul termen in recurs fiind fixat pentru data de 13.05.2026.

În data de 7 august 2023 Societatea a primit o decizie referitoare la obligații-accesorii în sumă de 1.560 mii RON în conformitate cu Decizia de impunere menționată anterior. Grupul a contestat și această decizie, constituindu-se dosarul nr. 1962/2/2024, pe rolul Tribunalului Bucuresti. Acesta este suspendat pana la solutionarea definitiva a dosarului nr.638/2/2024. Inraport cu hotararea pronuntata in Dosarul 638/2/2 024, Grupul apreciaza ca si litigiul care face obiectul Dosarului 1962/2/2024 va fi solutionat favorabil.

(b) Litigiu cu Hidroconstrucţia SA

Expunere potențială: 98.762 mii RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024

Reclamant: Hidroconstrucţia SA

Dosar nr: 12257/3/2022

Obiectul dosarului: Rezilierea Contractului nr. 672/1989 privind Amenajarea hidroenergetică complexă a râului Olt pe sectorul Făgăraș-Hoghiz; daune-interese.

Hidroconstructia SA a formulat pretentii in suma de 98.762 mii RON constand din profituri nerealizate ca urmare a suspendarii de catre Hidroelectrica a lucrarilor de constructii aferente proiectului de investitii Fagaras Hoghiz. De asemenea. Hidroconstructia a solicitat instantei sa dispuna rezilierea contractului aferent.

În ianuarie 2023 instanta a pronuntat o hotarare în favoarea Societății. prin care a respins pretențiile Hidroconstructia. Această hotărâre a fost contestată de Hidroconstructia SA.

La data de 12 octombrie 2023. Instanta de apel a anulat sentinta primei instante si a dispus judecare pe fond a cauzei. La data de 3 iulie 2025. instanța a admis. în parte. cererea de chemare în judecată. dispunand rezilierea contractului si a respins celelalte capete de cerere ca neîntemeiate. Dosarul va putea face obiectul unui recurs odată ce hotărârea instanței va fi redactată și comunicată.

Hidroconstructia a formulat recurs impotriva hotararii sus-mentionate, dosarul fiind inaintat spre solutionare Inaltei Curti de Casatie si Justitie, in cauza nefiind inca fixat primul termen de judecata.

În baza analizei juridice asupra pretențiilor formulate de către Hidroconstrucția, Conducerea consideră cererea de chemare în judecată neîntemeiată in ceea ce priveste daunele-interese care au fost pretinse de reclamanta. Pe baza aspectelor prezentate, Conducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea Grupului sub aspectul pretentiilor pecuniare (daunele-interese solicitate) și, în consecință, nu este probabilă o ieșire de resurse.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

(c) Litigiu cu Hidroconstrucţia SA

Expunere potențială: 32.832 mii RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024

Reclamant: Hidroconstructia SA

Dosar nr: 44443/3/2016. în prezent dosar nr. 11314/3/2021

Obiectul dosarului: Pretentii - contravaloarea costurilor generate de sistarea lucrarilor de constructie aferente unor proiecte de investitii in curs de executie

Hidroconstructia SA pretinde recuperarea costurilor generate de suspendarea lucrărilor de construcții efectuate inaintea intrarii in insolventa a Hidroelectrica. Societatea susține că astfel de pretentii nu au temei. având în vedere procesul de insolvență al Hidrolectrica și faptul că reclamanta si-a pierdut dreptul la pretentii. deoarece nu le-a înregistrat în tabelul creditorilor.

În martie 2018 prima instanță a respins pretentiile Hidroconstructia SA. Această hotărâre a fost contestată de Hidroconstructia SA. Societatea a contestat de asemenea hotărârea. deoarece prevedea taxe administrative in sarcina Hidroelectrica.

În aprilie 2019. Curtea de Apel a trimis cauza primei instanțe pentru rejudecare. Dosarul a fost redeschis de prima instanță (dosarul nr. 11314/3/2021).

In aprilie 2022. instanta a dispus intocmirea unui raport de expertiza in constructii hidrotehnice si a unui raport de expertiza contabila de catre experti independenti. In cauza a fost intocmit raportul de expertiza in specialitatea constructii hidrotehnice, ambele parti formuland obiectiuni fata decontinutul acestuia. Instanta a admis in parte obiectiunile formulate de parti, urmatorul termen de judecata, acordat pentru ca expertul sa raspunda obiectiunilor incuviintate, precum si fata de lipsa raportului de expertiza contabila, fiind stabilit pentru data de 17.06.2026.

Pe baza hotărârii initiale a primei instanțe. conducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea Societatii și ȋn consecinţă. nu este probabilă o ieșire de resurse.

32.2. Cadrul legislativ fiscal

Controalele fiscale sunt frecvente în România. constând din verificări amănunțite ale registrelor contabile ale contribuabililor. Astfel de controale au loc uneori dupa luni sau chiar ani de la stabilirea datoriilor fiscale. În consecință. societatile ar putea datora impozite și amenzi semnificative. În plus. legislația fiscală este supusă unor modificări frecvente. iar autoritățile manifestă de multe ori inconsecvențe în interpretarea legislatiei.

Declarațiile fiscale pot face obiectul revizuirii și corectiilor de autoritățile fiscale. în general pentru o perioadă de cinci ani după ce au fost depuse la autoritățile fiscale.

Autoritățile fiscale române au efectuat controale fiscale cu privire la impozitul pe profit si taxa pe valoare adaugata ale Hidroelectrica până la 20 iunie 2012, iar cu privire la impozitul pe profit si taxa pe valoare adaugata ale Hidroserv până la 31 decembrie 2014.

Conducerea consideră că au fost recunoscute rezerve adecvate în situațiile financiare individuale pentru toate datoriile fiscale semnificative; cu toate acestea. persistă riscul ca autoritățile fiscale să aibă poziții diferite, acesta reprezentand un risc normal al mediului contabil/fiscal din România.

În anul 2025, Societatea-mamă a fost notificată de autoritățile fiscale cu privire la inițierea unei inspecții fiscale generale pentru perioada 2019-2024, care acoperă toate taxele și impozitele datorate bugetului de stat central. Inspecția se află în prezent în stadiul preliminar – stabilirea domeniului de aplicare și solicitări de informații.

32.3. Obligații de dezafectare

Dupa cum este descris în Nota 5 a4), Grupul a identificat obligații de dezafectare în legătură cu facilitatile sale hidroenergetice. Conducerea estimează că, exceptand activele abandonate sau trecute in post-utilizare în urma deciziilor conducerii și cu excepția parcului eolian, pentru care sunt recunoscute provizioane de dezafectare (a se vedea Notele 22 și 28), apariția unor evenimente care ar necesita abandonarea sau trecerea in post-utilizare a altor active din domeniul public sau a hidrocentralor deținute de Grup până la sfârșitul contractului de concesiune (29 de ani de la 31 decembrie 2024) este improbabilă, având în vedere durata de viață utilă indelungată a barajelor, care poate fi extinsă semnificativ peste 100 de ani prin mentenanta și modernizari.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

33. PĂRȚI AFILIATE

a) Entitatea care controlează în ultimă instanță

Entitatea care controleaza in ultima instanta este statul român, reprezentat de Ministerul Energiei, cu o participație de 80,0561%.

b) Tranzacții cu personalul-cheie din conducere

Personalul-cheie din conducere include membrii Directoratului și ai Consiliului de Supraveghere.

Remunerația Directoratului | 2025 |  | 2024
Cheltuieli recunoscute in cursul anului |  |  |
Componenta fixă | 14.500 |  | 3.945
Componenta variabilă | 4.734 |  | 7.890
Reversarea excedentului recunoscut in anul precedent | (7.890) |  | -
Total | 11.344 |  | 11.835
Plăți efectuate în cursul anului | 2025 |  | 2024
Componenta fixă | 14.500 |  | 3.945
Componenta variabilă (pentru anul precedent) | 7.855 |  | -
Total | 22.355 |  | 3.945

Directoratul este format din 5 membri numiți pe o perioada de 4 ani.

Remuneratia directorilor executivi constă in: o indemnizatie fixa lunara care nu poate depasi de cinci ori media salariul mediu brut lunar pe ultimele 12 luni (începând cu luna decembrie 2025) înainte de numire publicat de Institutul Național de Statistică (INS) pentru codul de activitate al Societății (CAEN) conform clasificării activităților din economia națională. și o componentă variabilă calculată pe baza indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari. negociati și aprobati de adunarea generală a acționarilor.

În anul 2024, Adunarea Generală a Acționarilor a aprobat componenta variabilă anuală pentru membrii Directoratului, aceasta fiind limitată la 24 indemnizații brute lunare. Suma maximă anuală a componentei variabile pentru toți membrii Directoratului este 7.889.760 RON.

Conform deciziei Consiliului de Supraveghere. adoptată în interesul companiei și al tuturor acționarilor. având în vedere obligațiile care decurg din Jalonul 121 (PNRR). contextul instituit prin Decizia Comisiei Europene C(2025) 3490/28.05.2025. precum și statutul Hidroelectrica de emitent listat pe o piață reglementată. două dintre contractele de mandat au încetat prin acordul părților în luna septembrie 2025. Astfel. suma maximă a componentei variabile aferente anului 2025 s-a diminuat la 4.734 mii RON. În urma încetării. prin acordul părților. a celor două contracte de mandat. au fost stabilite compensații în valoare totală de 3.156 mii RON.

In data de 28 iulie 2025. Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor a aprobat noii indicatori-cheie de performanta financiari si nefinanciari rezultati din Planul de Administrare al Societatii.

La data de 14 decembrie 2025, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat salariul lunar fix la de cinci ori salariul mediu brut lunar calculat conform celor descrise mai sus, în conformitate cu prevederile Legii 109/2011. În plus, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat indicatorii de performanță financiari și nefinanciari revizuiți.

Grupul nu are obligații contractuale privind pensii pentru foștii directori.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Remunerația Consiliului de Supraveghere

| 2025 |  | 2024
Cheltuieli recunoscute in cursul anului |  |  |
Componenta fixă | 3,805 |  | 1.779
Componenta variabilă | 991 |  | 1.777
Reversarea excedentului recunoscut in anul precedent | (1,777) |  | -
Total | 3,019 |  | 3.556
Plăți efectuate în cursul anului | 2025 |  | 2024
Componenta fixă | 3,805 |  | 1.779
Componenta variabilă (pentru anul precedent) | 1,726 |  | -
Total | 5,531 |  | 1.779

Consiliul de Supraveghere este format din 7 membri numiți pe o perioadă de 4 ani.

Remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere a fost aprobată prin hotărâri ale acționarilor în anii 2024 și 2025. Conform acestor hotărâri. remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere consta într-o indemnizație fixă lunară brută. egală cu de 2 ori media pe ultimele 12 luni a câştigului salarial mediu brut lunar pentru activitatea desfăşurată conform obiectului principal de activitate înregistrat de Societate (cod CAEN 3511). la nivel de clasă conform clasificaţiei activităţilor din economia națională. comunicat de Institutul Național de Statistică anterior numirii și o componenta variabilă a remuneraţiei. calculată pe baza indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari. negociați și aprobați de Adunarea Generala a Acționarilor.

În anul 2024. Adunarea Generala a Acționarilor a aprobat componenta variabilă anuală pentru membrii Consiliului de Supraveghere. aceasta fiind limitată la de 12 ori indemnizația fixă lunară. Suma maximă anuală a componentei variabile pentru toți membrii Consiliului de Supraveghere este 1.776.816 RON.

In data de 28 iulie 2025. Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor a aprobat noii indicatori-cheie de performanta financiari si nefinanciari rezultati din Planul de Administrare al Societatii.

Nu au fost acordate împrumuturi membrilor Consiliului de Supraveghere sau ai Directoratului în 2025 si 2024.

Nu au fost acordate / primite garanții catre / de la membrii Consiliului de Supraveghere sau ai Directoratului.

c) Tranzacții cu alte societăți în care statul detine control sau influență semnificativă

În cursul normal al activității, Grupul are tranzacții cu alte entități în care statul detine control sau influență semnificativă, referitoare în principal la taxa pe apa uzinata, achiziția de energie electrică, servicii de transport și de sistem și vânzare de energie electrică, după cum urmează:

Furnizor | Achiziții (fără TVA) 2025 | Datorii (cu TVA) 31 decembrie 2025
Administratia Nationala Apele Romane | 430.067 | 98.226
Transelectrica (operatorul sistemului de energie electrica din Romania) | 680.444 | 152.173
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din Romania) | 267.197 | 683
Distribuție Energie Electrica România | 450.832 | 45.448
Altii | 390.778 | 64.514
Total | 2.219.318 | 361.044

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Furnizor | Achiziții (fără TVA) 2024 | Datorii (cu TVA) 31 decembrie 2024
Administrația Națională Apele Romane | 502.739 | 69.381
Transelectrica (operatorul sistemului de energie electrica din Romania) | 1.038.931 | 107.498
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din Romania) | 22.478 | 150
Distribuție Energie Electrica România | 293.620 | 59.657
Altii | 50.688 | 1.062
Total | 1.908.456 | 237.748

| Vânzări (fără TVA) | Creante, valoare brută (cu TVA) | Pierdere din depreciere | Creanțe, valoare netă (cu TVA)
Client | 2025 | 31 decembrie 2025
CNTEE Transelectrica S.A. | 739,636 | 90,230 | - | 90,230
Operatorul Pietei De Energie | 686,612 | 428 | - | 428
Electrica Furnizare | 302,854 | 25,785 | - | 25,785
Rompetrol Rafinare | 238,367 | 32,178 | - | 32,178
Compania Municipala Termoenergetica | 44,983 | 17,816 | - | 17,816
Altii | 502,158 | 168,584 | (27,692) | 140,892
Total | 2,514,610 | 335,021 | (27,692) | 307,329

| Vânzări (fără TVA) | Creante, valoare brută (cu TVA) | Pierdere din depreciere | Creanțe, valoare netă (cu TVA)
Client | 2024 | 31 decembrie 2024
Transelectrica (operatorul sistemului de energie electrica din Romania) | 1.946.834 | 192.449 | - | 192.449
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din Romania) | 2.704.049 | 73.489 | - | 73.489
Electrica Furnizare | 163.692 | 5.923 | - | 5.923
Rompetrol Rafinare | 206.462 | 64.461 | - | 64.461
S.N.G.N Romgaz SA | 52.005 | 5.610 | - | 5.610
Raja SA | 14.861 | 5.132 | - | 5.132
SN Radiocomunicatii SA | 19.108 | 116 | - | 116
Compania Municipala Termoenergetica | 36.713 | 6.213 | - | 6.213
Engie Romania | 8.164 | - | - | -
Altii | 192.015 | 152.796 | (34.085) | 118.711
Total | 5.343.903 | 506.189 | (34.085) | 472.104

Alţi clienţi includ ȋn principal instituţii publice, autorităţi locale si instituţii de invăţăm â nt publice către care Grupul a furnizat energie electrică ȋn 2025 si 2024.

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrată în sistem dualist

NOTE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE

PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025

(Toate sumele sunt exprimate in mii RON, daca nu este indicat altfel)

Solduri

Banca | Conturi curente | Depozite bancare | Conturi curente | Depozite bancare
| 2025 | 2024
Exim Bank (Banca Romaneasca) | 120,779 | 1,167,145 | 605 | 1.573.286
CEC Bank | 19,260 | 100,373 | 38.973 | 882.191
Total | 140,039 | 1,267,518 | 39.578 | 2.455.477

Tranzactii |  |  |  |  |
Banca | Depozite bancare constituite | Venituri din dobanzi |  | Depozite bancare constituite | Venituri din dobanzi
| 2025 |  | 2024
Exim Bank (Banca Romaneasca) | 6,008,500 | 89,879 |  | 6.435.000 | 91.193
CEC Bank | 250,000 | 7,210 |  | 3.079.832 | 54.005
Total | 6,258,500 | 97,089 |  | 9.514.832 | 145.198

34. EVENIMENTE ULTERIOARE

La sfârșitul lunii februarie 2026, a avut loc un eveniment geopolitic semnificativ în Orientul Mijlociu, care a dus la creșterea tensiunilor regionale și la incertitudine. Ca urmare a creșterii tensiunilor geopolitice, începând cu februarie 2026, s-a înregistrat o creștere semnificativă a volatilității piețelor, precum și fluctuații ale prețurilor la energie, petrol și gaze. In acest context, sunt asteptate cresteri inflationiste si perturbări în lanțurile globale de aprovizionare, precum și o încetinire a creșterii economice.

Grupul nu are expuneri directe către părți afiliate și/sau clienți sau furnizori cheie ori bănci din regiunea afectată.

Bogdan-Nicolae BADEA |  | Radu Ioan CONSTANTIN |  | Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat |  | Membru Directorat |  | Membru Directorat
Petronel CHIRIAC |  |  |  | Marian FETITA
Director Directie Financiara |  |  |  | Manager Departament Contabilitate

S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA
Societate administrata in sistem dualist
SITUATII FINANCIARE INDIVIDUALE
pentru anul încheiat la
31 decembrie 2025
Întocmite in conformitate cu
Ordinul M inistrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016
cu modificările ulterioare
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A.
Situatii financiare individuale
LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)
CUPRINS
PAGINA:
RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT
SITUAȚIA INDIVIDUALA A POZIȚIEI FINANCIARE LA 31 DECEMBRIE 2025
1 - 2
SITUAȚIA INDIVIDUALA A PROFITULUI SAU PIERDERII ȘI ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI
GLOBAL PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
3
SITUAȚIA INDIVIDUALA A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
4 - 5
SITUAȚIA INDIVIDUALA A FLUXURILOR DE NUMERAR
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
6 - 7
NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE LA DATA ȘI PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE
2025
8 - 96
BAZELE INTOCMIRII
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE
8
2. BAZELE CONTABILITĂȚII
12
3. MONEDA FUNCȚIONALĂ ȘI MONEDA DE PREZENTARE
13
4. STANDARDE EMISE CARE NU SUNT INCA IN VIGOARE
13
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI ESTIMĂRILOR CONTABILE
14
6. BAZELE EVALUĂRII
24
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE
24
8. MODIFICARI POLITICI CONTABILE
43
9. COMPARATIVE
43
PERFORMANTA FINANCIARA
10. SEGMENTE OPERATIONALE
43
11. VENITURI
46
12. ALTE VENITURI
48
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE
49
14. REZULTATUL FINANCIAR
51
15. REZULTATUL PE ACȚIUNE
51
BENEFICIILE ANGAJAȚILOR
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR
52
IMPOZIT PE PROFIT
17. IMPOZIT PE PROFIT
56
ACTIVE
18. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR SI NUMERAR RESTRICTIONAT
59
19. INVESTITII IN DEPOZITE
60
20. CREANȚE COMERCIALE
60
21. ALTE ACTIVE
61
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE
62
23. INVESTITII IN FILIALE
71
CAPITALURI PROPRII ȘI DATORII
24. CAPITAL ȘI REZERVE
72
25. ÎMPRUMUTURI
74
26. DATORII COMERCIALE
76
27. ALTE DATORII
77
28. VENITURI ÎN AVANS
77
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A.
Situatii financiare individuale
LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate în mii RON, dacă nu este indicat altfel)
29. PROVIZIOANE
78
INSTRUMENTE FINANCIARE
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI
80
ALTE INFORMAȚII
31. ANGAJAMENTE
86
32. DATORII CONTINGENTE
87
33. PĂRȚI AFILIATE
90
34. EVENIMENTE ULTERIOARE
96
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate adm inistrata in sistem dualist
SITUATIA INDIVIDUALA A POZITIEI FINANCIARE
LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
1
Nota
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale
22
19.292.990.942
19.686.065.023
Imobilizări necorporale
48.307.096
36.206.966
Investiții in filiale
23
315.226.810
315.226.810
Numerar restricționat
18
23.057.471
-
Alte active imobilizate
21
472.139.579
275.702.809
Total active imobilizate
20.151.721.898
20.313.201.608
Active circulante
Stocuri
69.851.954
68.696.720
Creanțe comerciale
20
1.697.693.169
1.632.834.052
Investiții in depozite
19
3.732.016.142
3.475.932.995
Numerar și echivalente de numerar
18
816.143.749
1.356.523.240
Numerar restricționat
18
32.666.071
21.057.471
Alte active circulante
21
57.873.032
21.662.777
Total active circulante
6.406.244.117
6.576.707.255
Total active
26.557.966.015
26.889.908.863
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social
24
4.498.025.670
4.498.025.670
Ajustarea la inflație a capitalului social
24
1.028.872.000
1.028.872.000
Patrimoniu public
45.324.243
45.324.243
Rezerva din reevaluare
24
11.088.735.173
11.555.225.745
Alte rezerve
24
1.017.729.953
1.017.729.953
Rezultat reportat
4.431.870.117
4.671.250.019
Total capitaluri proprii
22.110.557.156
22.816.427.630
Datorii
Datorii pe termen lung
Împrumuturi bancare
25
118.358.036
207.846.322
Datorii aferente contractelor de leasing
61.511.401
70.110.288
Venituri in avans
28
146.636.351
156.271.412
Datorii privind impozitul pe profit curent
17
7.743.356
8.116.947
Datorii privind impozitul amânat
17
1.393.785.861
1.456.172.881
Beneficiile angajaților
16
126.030.247
116.454.138
Provizioane
29
1.009.131.883
943.504.704
Datorii comerciale
26
14.900.534
998.585
Alte datorii
27
54.695.970
54.659.563
Total datorii pe termen lung
2.932.793.639
3.014.134.840
(continuare la pagina 2)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate adm inistrata in sistem dualist
SITUATIA INDIVIDUALA A POZITIEI FINANCIARE
LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
2
Nota
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Datorii curente
Împrumuturi bancare
25
94.957.232
92.886.954
Datorii aferente contractelor de leasing
10.136.499
9.244.000
Datorii comerciale
26
819.409.878
475.115.635
Datorii aferente contractelor cu clienții
11
48.391.638
97.786.127
Datorii privind impozitul pe profit curent
17
175.454.931
56.869.918
Venituri in avans
28
5.594.476
6.133.103
Beneficiile angajaților
16
87.070.447
79.929.776
Provizioane
29
146.263.699
124.382.716
Taxa pentru producătorii de energie electrica
13E
-
2.135.558
Alte datorii
27
127.336.420
114.862.606
Total datorii curente
1.514.615.220
1.059.346.393
Total datorii
4.447.408.859
4.073.481.233
Total capitaluri proprii și datorii
26.557.966.015
26.889.908.863
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare individuale.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Marian FETIŢA
Director Direcție Financiara
Manager Departament Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA administrata in sistem dualist
SITUATIA INDIVIDUALA A PROFITULUI SAU PIERDERII ȘI A ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
3
Nota
2025
2024
Venituri
11
9.622.795.031
9.123.148.860
Alte venituri
12
35.053.501
148.936.882
Apa uzinată
13A
(444.764.067)
(517.805.427)
Cheltuieli cu beneficiile angajaților
16
(778.485.394)
(676.554.906)
Transport și distribuție de energie electrică
13C
(1.634.837.904)
(1.228.392.210)
Energie electrică achiziționată
13B
(911.358.305)
(208.848.067)
Cheltuieli cu certificatele verzi
13D
(354.337.865)
(273.534.123)
Amortizarea imobilizărilor corporale și necorporale
22
(871.938.024)
(896.091.345)
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si
necorporale, net
22
(99.463.122)
(39.493.787)
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
20
(32.317.469)
(67.936.740)
Reparații, intreținere, materiale și consumabile
(340.793.731)
(303.342.358)
Taxa pentru producătorii de energie electrica
13E
(122.721.182)
(234.654.212)
Alte cheltuieli de exploatare
13F
(381.234.519)
(298.236.230)
Profit din exploatare
3.685.596.950
4.527.196.337
Venituri financiare
14
315.256.803
337.849.633
Cheltuieli financiare
14
(85.411.116)
(84.617.159)
Rezultat financiar net
229.845.687
253.232.474
Profit înainte de impozitare
3.915.442.637
4.780.428.811
Cheltuiala cu impozitul pe profit
17
(577.925.516)
(708.877.229)
Profit net
3.337.517.121
4.071.551.582
Rezultat pe acțiune
Rezultatul pe acțiune de baza si diluat (RON)
15
7,42
9,05
Alte elemente ale rezultatului global
Ajustări ale rezervei din reevaluare, net de impozit
(510.200)
(770.110)
Modificări ale obligațiilor privind beneficiile determinate ale
angajaților, net de impozit
351.628
1.383.073
Total alte elemente ale rezultatului global
(158.572)
612.963
Rezultat global
3.337.358.549
4.072.164.545
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare individuale.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Marian FETIŢA
Director Direcție Financiara
Manager Departament Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate adm inistrata in sistem dualist
SITUATIA INDIVIDUALA A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
4
Capital social
Ajustarea la inflație
a capitalului social
Patrimoniu
public
Rezerva din
reevaluare
Alte rezerve
Rezultat reportat
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
12.047.813.106
1.017.729.953
6.399.236.025
25.037.000.997
Rezultat global
Profit net
-
-
-
-
-
4.071.551.582
4.071.551.582
Alte elemente ale rezultatului global
Mișcarea rezervei din reevaluare ca urmare a
deprecierii imobilizărilor corporale
-
-
-
(770.110)
-
-
(770.110)
Modificări ale obligațiilor privind beneficiile
determinate ale angajaților, net de impozit
-
-
-
-
-
1.383.073
1.383.073
Total alte elemente ale rezultatului global
-
-
-
(770.110)
-
1.383.073
612.963
Total rezultat global
-
-
-
(770.110)
-
4.072.934.655
4.072.164.545
Tranzacții cu acționarii Societății
Contribuții si distribuiri
Dividende (Nota 24)
-
-
-
-
-
(6.292.737.912)
(6.292.737.912)
Total tranzacții cu acționarii Societății
-
-
-
-
-
(6.292.737.912)
(6.292.737.912)
Alte modificări ale capitalurilor proprii
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul
reportat ca urmare a amortizării și ieșirilor de
imobilizări corporale (Nota 24)
-
-
-
(491.817.251)
-
491.817.251
-
Sold la 31 decembrie 2024
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
11.555.225.745
1.017.729.953
4.671.250.019
22.816.427.630
(continuare in pagina 5)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate adm inistrata in sistem dualist
SITUATIA INDIVIDUALA A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
5
Capital social
Ajustarea la inflație
a capitalului social
Patrimoniu
public
Rezerva din
reevaluare
Alte rezerve
Rezultat
reportat
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
11.555.225.745
1.017.729.953
4.671.250.019
22.816.427.630
Rezultat global
Profit net
-
-
-
-
-
3.337.517.121
3.337.517.121
Alte elemente ale rezultatului global
Mișcarea rezervei din reevaluare ca urmare a
deprecierii imobilizărilor corporale
-
-
-
(510.200)
-
-
(510.200)
Modificări ale obligațiilor privind beneficiile
determinate ale angajaților, net de impozit
-
-
-
-
-
351.628
351.628
Total alte elemente ale rezultatului global
-
-
-
(510.200)
-
351.628
(158.572)
Total rezultat global
-
-
-
(510.200)
-
3.337.868.749
3.337.358.549
Tranzacții cu acționarii Societății
Contribuții si distribuiri
Dividende (Nota 24)
-
-
-
-
-
(4.043.229.023)
(4.043.229.023)
Total tranzacții cu acționarii Societății
-
-
-
-
-
(4.043.229.023)
(4.043.229.023)
Alte modificări ale capitalurilor proprii
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul
reportat ca urmare a amortizării și ieșirilor de
imobilizări corporale (Nota 24)
-
-
-
(465.980.372)
-
465.980.372
-
Sold la 31 decembrie 2025
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
11.088.735.173
1.017.729.953
4.431.870.117
22.110.557.156
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare individuale.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Marian FETIŢA
Director Direcție Financiara
Manager Departament Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate adm inistrata in sistem dualist
SITUAȚIA INDIVIDUALA A FLUXURILOR DE NUMERAR
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
6
Fluxuri de numerar din activități de exploatare:
Nota
2025
2024
Profit net
3.337.517.121
4.071.551.582
Ajustări pentru:
Amortizarea imobilizărilor corporale
22
866.441.920
893.257.152
Amortizarea imobilizărilor necorporale
5.496.104
2.834.193
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si necorporale, net
22
99.463.122
39.493.787
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
20
32.317.469
67.936.740
Ajustări pentru deprecierea stocurilor
(415.518)
(580.592)
Provizioane pentru riscuri și cheltuieli
21.511.010
(14.252.468)
Pierderi din cedări de imobilizări corporale
13F
2.448.872
5.489.339
Pierderi din diferențe de curs valutar
6.505.363
(211.220)
Venituri din dobânzi
14
(271.083.441)
(327.958.055)
Cheltuieli cu dobânzile
14
21.379.170
26.117.608
Dobânda aferentă provizionui de dezafectare
65.869.790
58.476.191
Cheltuiala cu impozitul pe profit
17
577.925.516
708.877.229
4.765.376.498
5.531.031.486
Modificări în:
Creanțe comerciale
(97.176.586)
1.346.618.362
Stocuri
(739.717)
(7.318.385)
Numerar restricționat
(34.666.071)
80.000.000
Alte active
(239.968.113)
43.876.820
Datorii comerciale
247.729.683
48.011.627
Venituri in avans
(10.173.688)
25.456.959
Beneficiile angajaților
7.745.756
7.418.002
Alte datorii
(45.755.984)
110.140.309
Numerar generat din activități de exploatare
4.592.371.778
7.185.235.180
Dobânzi plătite
(12.239.091)
(18.840.756)
Impozit pe profit plătit
(522.168.092)
(831.670.339)
Numerar net din activitatea de exploatare
4.057.964.595
6.334.724.085
Fluxuri de numerar din activitatea de investiții:
Plăți pentru achiziția de imobilizări corporale
(463.450.774)
(280.713.219)
Plăți pentru achiziția de imobilizări necorporale
(17.561.973)
(287.734)
Plăți pentru depozite deținute in scop investițional
(9.080.000.000)
(6.950.000.000)
Încasări din depozite deținute in scop investițional
8.815.000.000
7.850.000.000
Încasări din răscumpărarea obligațiunilor corporative
--
353.331.500
Dobânzi încasate
287.321.382
301.699.785
Plăți reprezentând aport la capitalul social al subsidiarelor
23
-
(244.650.000)
Numerar net din/(utilizat în) activitatea de investiții
(458.691.365)
1.029.380.332
(continuare la pagina 7)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate admin istrata in sistem dualist
SITUAȚIA INDIVIDUALA A FLUXURILOR DE NUMERAR
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
7
Fluxuri de numerar din activități de exploatare:
Nota
2025
2024
Fluxuri de numerar din activitatea de finanțare:
Rambursări de împrumuturi
25
(93.673.821)
(92.349.679)
Plăți aferente contractelor de leasing
25
(9.486.038)
(6.436.017)
Dividende plătite
24
(4.036.492.863)
(6.287.085.221)
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare
(4.139.652.722
(6.385.870.917)
Creșterea/(descreșterea) netă a numerarului și echivalentelor de
numerar
(540.379.492)
978.233.500
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie
18
1.356.423.240
378.289.740
Numerar și echivalente de numerar la 31 decembrie
18
816.143.748
1.356.523.240
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare individuale.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Marian FETIŢA
Director Direcție Financiara
Manager Departament Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate adm inistrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
8
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE
(a) Informații generale despre Societate
Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica SA („Societatea” sau
„Hidroelectrica”) este o Societate pe acțiuni, înregistrata in România. Sediul social al Societății este Bd.
Ion Mihalache nr. 15 - 17, Clădirea Tower Center, etajele 10 - 15, Sector 1, București. Societatea este
înregistrata la Oficiul Registrului Comerțului sub nr. J40/7426/2000 si are cod unic de înregistrare
13267213.
Aceste situații financiare sunt situații le financiare individuale (neconsolidate) ale Societății de Producere
a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica SA.
Societatea are ca principale obiecte de activitate producerea de energie electrică (hidro si eoliana) și
furnizarea de energie electrica consumatorilor finali.
La 31 decembrie 2025, Statul Roman prin Ministerul Energiei are o deținere de 360.094.390 acțiuni,
reprezentând 80,0561 % din capitalul social si din totalul drepturilor de vot. Restul acțiunilor sunt
tranzacționate pe Bursa de Valori București după cum urmează: 75.600.136 acțiuni, reprezentând
16,8074% din capitalul social sunt deținute de către persoane juridice si 14.108.041 acțiuni reprezentând
3,1365% din capitalul social sunt deținute de către persoane fizice.
Societatea este administrata în sistem dualist, de către Consiliul de Supraveghere și Directorat.
Intre 23 iunie si 4 iulie 2023, Societatea a derulat o oferta publica inițială. Alocarea acțiunilor a fost
realizata in data de 5 iulie 2023, oferta totala cuprinzând întreaga deținere a Fondului Proprietatea, si
anume 89.708.177 acțiuni, reprezentând 19,9439% din capitalul social al Societății.
Prima zi de tranzacționare a acțiunilor Hidroelectrica la Bursa de Valori București a fost 12 iulie 2023.
Lista filialelor
La 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024 Hidroelectrica are urmă toarele filiale:
Filiala
Activitatea
Sediul
social
% participație la
31 decembrie
2025
% participație la
31 decembrie
2024
Hidroserv SA (Societate în
reorganizare)
Servicii în sectorul
energetic (întreținere,
reparații, construcții)
București
,
România
100%
100%
Uzina de Construcții
Mașini Hidroenergetice
SRL
Fabricarea de motoare și
turbine
Reșița,
România
100%
100%
Hidroserv SA a intrat în procedura de insolvență în octombrie 2016. În 2020, a fost aprobat un plan de
reorganizare a filialei de către Adunarea Creditorilor si confirmat de judecătorul sindic. Pe data de 25 iunie
2025, procedura insolventei a fost finalizata.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
9
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE
În 22 februarie 2023, Societatea a fost declarată câștigătoare a procedurii de vânzare a liniilor de business
ABC și platforma Calnicel, ale UCM Reșița SA. În ianuarie 2024, Societatea a înființat o nouă filială, Uzina
de Construcții Mașini Hidroenergetice SRL, prin care a preluat afacerea de la U.C.M. Reșița SA. Tranzacția
a fost finalizată în data de 11 martie 2024.
Toate veniturile sunt obținute în România.
(b) Cadrul legislativ
Activitatea in sectorul energetic este reglementată de Autoritatea Națională de Reglementare în
Domeniul Energiei („ANRE”).
Principalele responsabilități ale ANRE includ: licențierea entităților care activează în sectorul energ etic,
emiterea reglementarilor aplicabile pieței de energie electrica, aprobarea prețurilor și tarifelor
reglementate și emiterea metodologiilor pentru stabilirea prețurilor și tarifelor reglementate.
(c) Principalele activități ale Societăț ii
Producerea de energie electrică și servicii de sistem
Societatea produce energie electrică prin exploatarea a 188 de hidrocentrale și microhidrocentrale,
inclusiv 5 stații de pompare (principalele capacitați de producție fiind Porțile de Fier I si Porțile de Fier II,
care reprezintă aproximativ 40% din totalul energiei electrice produse) si 36 de turbine eoliene de cate 3
MW fiecare.
Energia electrică produsă este vândută atât pe piata angro, cat si pe piața cu amănuntul (furnizare catre
consumatorii finali).
La 1 ianuarie 2023 a fost implementat de Guvern un mecanism de achiziție centralizata a energiei
electrice, prin care producătorii de energie electrica vor vinde cantitatea de energie electrica disponibila
(necontractata pana in noiembrie 2022) către operatorul pieței, OPCOM, la prețul fix de 450 RON/MWh.
În martie 2024 Guvernul a emis o noua Ordonanța de Urgenta (OUG nr. 32/28.03.2024) prin care,
începând cu data de 1 aprilie 2024, mecanismul MACEE devine voluntar, lăsând producătorilor
posibilitatea de a vinde energia la prețul de 400 RON/MWh până la data de 31 decembrie 2024. Astfel,
pentru anul 2024, prețul plătit de achizitorul unic (OPCOM) producătorilor de energie electrică care vând
energia electrică prin intermediul MACEE în cadrul licitațiilor lunare este după cum urmează:
• 450 RON/MWh pentru energia contractată până la data de 31 martie 2024;
• 400 RON/MWh pentru energia contractată începând cu data de 1 aprilie 2024.
Începând cu 1 ianuarie 2025, mecanismul de achiziție centralizată a energiei electrice a fost eliminat.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
10
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE
Hidroelectrica SA furnizează, de asemenea, servicii de sistem către operatorul sistemului energetic
național, Transelectrica. Serviciile de sistem presupun punerea la dispoziția Transelectrica a unei
capacități convenite de producere a energiei electrice într-o anumită perioada de timp, astfel încât să
permită operatorului de sistem să realizeze echilibrarea permanentă a sistemului energetic.
Furnizarea de energie electric ă către consumatorii f inali
Piața energiei electrice pentru consumatorii finali din România este liberalizată și toți consumatorii sunt
liberi să iși aleagă furnizorul de energie electrica de la care pot achizitiona energie electrica la prețuri
negociate.
Societatea furnizează energie electrică la tarife negociate atat consumatorilor industriali, cat și
consumatorilor casnici. Tariful de furnizare include, pe lângă prețul energiei electrice, costurile de
transport și distribuție a energiei electrice (a se vedea politica contabila 7 (c)), contribuția la schema de
sprijin pentru cogenerarea de inalta eficiență, si costul certificatelor verzi (a se vedea secțiunea privind
certificatele verzi).
Începând cu 1 noiembrie 2021, din cauza creșterii semnificative a prețurilor energiei pe piețele
internaționale și naționale și a impactului acestora asupra consumatorilor din România, Guvernul a
implementat scheme de sprijin pentru consumatori, după cum urmează:
• plafonarea tarifelor de furnizare a energiei electrice pentru consumatorii casnici și non-casnici
pana la data de 30 iunie 2025. Diferența între prețul plafonat si costul reglementat a fost acoperit
parțial printr-o subvenție acordată de stat pentru a compensa impactul mecanismului de plafonare.
Pe măsură ce Societatea depune cererile de rambursare la autoritățile competente, în conformitate
cu legislația în vigoare, creanța și venitul aferent sunt înregistrate în contabilitate (Nota 11). Impactul
acestui mecanism asupra performanței financiare a societăţii în anul 2025 a fost diminuarea
veniturilor ca urmare a plafonării prețurilor cu 46 milioane RON.
Certificate verzi („CV”)
În calitate de producător de energie electrică din surse regenerabile (energie eoliana si energie
hidroelectrică în microhidrocentrale retehnologizate cu o capacitate instalată de cel mult 10 MW și cu o
durată de funcționare de cel puțin 15 ani de la data punerii în funcțiune, precum si energie eoliana),
Societatea primește certificate verzi prin schema de sprijin a certificatelor verzi.
În anul 2025, Societatea a primit 3 certificate verzi pentru fiecare MWh produs în microhidrocentrala
eligibila și 0,75 certificate verzi pentru fiecare MWh produs de parcul eolian în anul 2025 și anul 2024. Ȋ n
2024 a primit între 2,92 și 3 certificate verzi pentru fiecare MWh produs în microhidrocentralele eligibile.
În 2025, Societatea a generat din portofoliu propriu de producție 24.635 CV din centrala hidroelectrica și
197.813 CV din grupuri eoliene (parcul eolian CEE Crucea Nord) (2024: 28.089 CV din centrale
hidroelectrice și 2 17.200 CV din grupuri eoliene).
Prețul de vânzare trebuie să se incadreze între valorile minime și maxime stabilite de lege:
(a) o valoare minimă de tranzacționare de 29,4 EUR/CV și;
(b) o valoare maximă de tranzacționare de 35 EUR/CV.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
11
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE
În calitate de furnizor de energie electrică, Societatea este obligata să achiziționeze un număr de
certificate verzi calculat prin inmultirea cotei anuale obligatorii de cumparare a certificatelor verzi cu
cantitatea (in MWh) de energie electrică furnizată consumatorilor finali. ANRE stabilește nivelul anual al
cotei obligatorii de cumparare a certificatelor verzi. Societatea este eligibilă să primească certificate verzi
pentru producția parcului eolian Crucea, care sunt utilizate pentru a stinge parțial obligația de respectare
a cotei anuale obligatorii. Diferența este achiziționată de Societate pentru atingerea cot ei, iar Societatea
recunoaște contravaloarea necesară pentru achiziționarea certificatelor verzi pentru îndeplinirea cotei în
„Datorii comerciale”.
Cota aplicabila pentru 2025 este 0,49983 certificate verzi pe MWh (cota aplicabilă 2024: 0,496 certificate
verzi pe MWh).
Taxa pentru producătorii de energie electrica
Taxa pentru producătorii de energie electrica este calculata prin aplicarea procentului de 100% asupra
prețului mediu lunar de vânzare al energiei electrice care depășește prețul de 400 MWh aplicabilă până
la 31 martie 2025.
În februarie 2025, Guvernul a emis o nouă Ordonanță de Urgență (OUG nr. 6/27.02.2025) prin care se
prelungește aplicabilitatea taxei cu o perioadă de 3 luni pana la 30 iunie 2025. Începând cu data de 01
aprilie 2025, taxa pentru producătorii de energie este calculată prin aplicarea procentului de 80% (scăzut
de la 100%) asupra diferenței dintre prețul mediu net lunar de vânzare și prețul de 400 RON pe MWh.
Prețul mediu net lunar de vânzare este calculat pe baza veniturilor lunare ale segmentului de producere
de energie electrică, din producție proprie, care includ si valoarea energiei electrice transferate in cadrul
aceleiași entităţi din portofoliul de producător (segmentul de producere) in portofoliul de furnizor
(segmentul de furnizare), minus cheltuielile lunare cu dezechilibre.
Taxa pentru producătorii de energie electrică a fost eliminată începând cu 1 iulie 2025.
Taxa pe constructii speciale
Începând cu 1 ianuarie 2025, impozitul pe construcții a fost introdus prin Ordonanța de Urgență a
Guvernului (OUG) 156/2024, cu modificările ulterioare, calculat ca 0,5 % din valoarea contabilă netă a
construcțiilor eligibile deținute la 31 decembrie a anului precedent și a construcțiilor care fac obiectul unui
contract de concesiune.
Societatea a înregistrat o cheltuială cu impozitul de 51.133.367 RON pentru perioada încheiată la 31
decembrie 2025.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
12
2. BAZELE CONTABILITĂȚ II
Aceste situații financiare individuale au fost întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finan țelor
Publice nr. 2844/2016 pentru aprobarea Reglement ărilor contabile conforme cu Standardele
Internaționale de Raportare Financiară, cu modificările ulterioare („OMFP 2844/2016”). În accepțiunea
OMFP 2844/2016, Standardele Internaționale de Raportare Financiară („IFRS”) reprezintă standardele
adoptate potrivit procedurii prev ăzute de Regulamentul Comisiei Europene nr. 1606/2002 al
Parlamentului European și al Consiliului din 19 iulie 2002 privind aplicarea standardelor internaționale de
contabilitate (IFRS adoptate de Uniunea Europeană). OMFP nr. 2844/2016 in clude și prevederi adiționale
față de prevederile IFRS adoptate de UE, Societatea identificând în cazul sau specific în principal aspectele
enumerate mai jos.
Situațiile financiare individuale au fost autorizate pentru emitere de către Directoratul Societatii la data
de 25 martie 2026 si de către Consiliul de Supraveghere la data de 26 martie 2026.
OMFP 2844/2016 este conform cu Standardele de Contabilitate IFRS așa cum au fost adoptate de Uniunea
Europeană, cu următoarele excepții:
• IAS 21 Efectele variației cursurilor de schimb valutar cu privire la moneda funcțională si cu
excepția IAS 12 Impozitul pe profit referitor la tratamentul impozitului minim pe cifra de afaceri
ca o cheltuială cu impozitul pe profit.
• Aceste excepții nu afectează conformitatea situațiilor financiare ale Societății cu Standardele de
Contabilitate IFRS, așa cum au fost adoptate de UE.
Societatea intocmeste si un set principal de situații financiare consolidate în conformitate cu Ordinul
Ministrului Finanțelor Publice nr. 2844/2016 in limba engleza aprobate la aceeasi data cu aceste situatii
financiare.
Aditional, Societatea a identificat urmatoarele diferente de prezentare dintre IFRS-EU si OMFP nr.
2844/2016, care sunt reflectate in acest set de situatii financiare:
• Taxa plătită pentru racordarea capacităților de producere a energiei electrice la rețeaua electrică
este prezentata ca parte a „Imobilizarilor corporale” in situatiile financiare IFRS-EU, in timp ce in
situațiile financiare OMFP nr.2844/2016 este prezentata ca „Imobilizări necorporale” (valoarea
neta a taxelor platire pentru racordare inclusa in imobilizari necorporale este de 30.470.918 RON
la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 32.096.035 RON);
• Impactul retratarii capitalului social statutar in termeni nominali conform IAS 29 “Raportarea
financiara in economiile hiperinflationiste”, in suma de 1.028.872.000 RON, este prezentat ca
parte a “Capitalului social” in situatiile financiare IFRS-EU in timp ce in situatiile financiare OMFP
nr. 2844/2016 este prezentat ca un element de capital separat de capitalul social si anume
“Ajustarea la inflatie in conformitate cu IAS 29”;
• Contribuția în numerar primită de la stat pentru construirea activelor din domeniul public in
suma de 45.324.243 RON la 31 decembrie 2025 si 2024 (ex. anumite tipuri de active, cum ar fi
barajele, care vor fi transferate statului la sfârșitul duratei lor de viata economica) este prezentata
ca “Venituri in avans” in situatiile financiare IFRS-EU, in timp ce in situatiile financiare OMFP nr.
2844/2016 este prezentat ca “Patrimoniul public”;
• Obligatiile privind bonusurile angajatilor in suma de 42.529.000 RON la 31 decembrie
2025 (31 decembrie 2024: 42.681.942 RON) sunt prezentate ca “Datorii privind beneficiile
angajatilor” in situatiile financiare IFRS-EU, in timp ce in situatiile financiare OMFP
nr.2844/2016 sunt prezentate ca “Provizioane”. De asemenea chel tuiala aferenta in
cursul anului in suma de 42.529.000 RON este inclusa in „Alte cheltuieli de exploatare”,
in timp ce in situatiile financiare IFRS-EU era in „Cheltuieli cu beneficiile angajatilor”.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
13
2 BAZELE CONTABILITĂȚII (continuare)
Situațiile financiare individuale au fost întocmite pe baza continuității activității. Informatii despre
politicile contabile ale Societății sunt incluse în Nota 7.
3. MONEDA FUNCȚIONALĂ ȘI MONEDA DE PREZENTARE
Aceste situații financiare individuale sunt prezentate în Lei româ ne ști (RON), aceasta fi ind și moneda
funcțională a Societății. Toate sumele sunt prezentate în RON, dacă nu este indicat altfel.
4. ADOPTAREA DE STANDARDE IFRS NOI ȘI REVIZUITE ȘI INTERPRETĂRI, ASTFEL CUM AU FOST
ADOPTATE DE UNIUNEA EUROPEANA
Următoarele Standarde IFRS noi, amendamente și interpretări ale Standardelor IFRS existente au fost
adoptate începând cu 1 ianuarie 2025. Efectul adoptării acestora este prezentat mai jos:
• IAS 21 – Efectele variației cursurilor de schimb valutar: lipsa unui curs de schimb oficial
(amendamente). Modificările intră în vigoare pentru perioadele anuale de raportare care încep la
sau după 1 ianuarie 2025. Noul standard IFRS adoptat nu a avut un impact semnificativ asupra
politicilor contabile ale Societății.
Standarde emise, dar care nu sunt încă în vigoare și nu au fost adoptate timpuriu
• IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentare - Clasificarea și
masurarea Instrumentelor Financiare (Amendamente). În mai 2024, IASB a emis amendamente la
Clasificarea și Măsurarea Instrumentelor Financiare, care modifică standardele IFRS 9
Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări, iar acestea sunt aplicabile
pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2026, cu adoptarea
anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact
semnificativ.
• IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări - Contracte care fac
referire la energie electrică dependentă de factori naturali (Amendamente). În decembrie 2024,
IASB a emis modificări specifice pentru o mai bună prezentare a contractelor care fac referire la
energia electrică dependentă de factori naturali, amendamente care modifica IFRS 9 Instrumente
Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări, acestea intra în vigoare pentru perioadele
anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2026, cu adoptarea anticipată permisă.
Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ.
• Îmbunătățiri anuale ale standardelor de contabilitate IFRS – Volumul 11. În iulie 2024, IASB a emis
Îmbunătățiri anuale ale standardelor de contabilitate IFRS – Volumul 11. O entitate trebuie să
adopte aceste amendamente pentru perioadele de raportare anua lă care încep la sau după 1
ianuarie 2026. Adoptarea anticipată este permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente
nu vor avea un impact semnificativ;
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
14
4. ADOPTAREA DE STANDARDE IFRS NOI ȘI REVIZUITE ȘI INTERPRETĂRI, ASTFEL CUM AU FOST
ADOPTATE DE UNIUNEA EUROPEANA (continuare)
Standardele/modificările care nu sunt încă în vigoare și nu au fost încă aprobate de Uniunea Europeană
• IFRS 18 Prezentare și descriere în situațiile financiare. În aprilie 2024, IASB a emis IFRS 18
Prezentarea și descrierea în situațiile financiare, care înlocuiește IAS 1 - Prezentarea Situațiilor
Financiare, acesta intra în vigoare pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1
ianuarie 2027, cu adoptarea anticipată permisă. În perioadele de raportare următoare. Societatea
este în curs de a identifica impactul amendamentelor asupra situațiilor financiare și a Notelor
acestora. Impactul estimat asupra situațiilor financiare se referă la:
- Diferențele de curs valutar vor fi clasificate în categoria în care sunt incluse veniturile și cheltuielile
aferente elementului care generează diferențele de curs valutar;
- Vor fi introduse noi prezentări de informații: (a) indicatori de performanță definiți de conducere; (b)
cheltuieli specifice după natură, în cazul în care cheltuielile sunt prezentate după natură în categoria
operațională a situației profitului sau pierderii; și (c) o reconciliere pentru fiecare element din situația
profitului sau pierderii între valorile retratate prezentate prin aplicarea IFRS 18 și valorile prezentate
anterior prin aplicarea IAS 1.
- Dobânzile încasate și dobânzile plătite vor fi clasificate în activitățile de finanțare.
• IFRS 19 – Filiale fără răspundere publică: prezentări de informații (inclusiv amendamente). În mai
2024, IASB a emis IFRS 19 Filiale fără răspundere publică: prezentări de informații, care va intra în
vigoare pentru perioadele de raportare anuală care încep la sau după 1 ianuarie 2027, cu
adoptarea anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un
impact semnificativ;
• IAS 21 Efectele variatiei cursurilor de schimb valutar: Conversia într-o monedă de prezentare
hiperinflaționistă (Amendamente). În noiembrie 2025, IASB a emis amendamente privind
conversia într-o monedă de prezentare hiperinflaționistă, care modifică IAS 21 Efectele variatiei
cursurilor de schimb valutar, iar acestea devin aplicabile pentru perioadele de raportare anuale
care încep la sau după 1 ianuarie 2027, aplicarea anticipată fiind permisă. Conducerea a evaluat
că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ;
• Amendament la IFRS 10 – Situații financiare consolidate și IAS 28 – Investițiile în entitățile asociate
și în asocierile în participație: Vânzarea sau aportul de active între un investitor și entitatea
asociată sau asocierea în participație. În decembrie 2015, IASB a amânat pe termen nelimitat data
de intrare în vigoare a acestui amendament, în așteptarea rezultatului proiectului său de
cercetare privind metoda punerii în echivalență.
5. UTILIZAREA RA ȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE
Pentru întocmirea acestor situații financiare individuale, conducerea a elaborat raționamente si estimări
care afectează aplicarea politicilor contabile ale Societăț ii și valorile raportate ale activelor, datoriilor,
veniturilor și cheltuielilor. Rezultatele efective pot diferi de aceste estimă ri.
Estimările și ipotezele care stau la baza acestora sunt revizuite periodic. Revizuirile estimărilor sunt
recunoscute prospectiv.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
15
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
a) Raționamente
Informații despre raționamentele facute în aplicarea politicilor contabile care au cele mai semnificative
efecte asupra sumelor recunoscute în situațiile financiare sunt prezentate mai jos:
a1) Contract de concesiune
În noiembrie 1998 a fost emisă Legea nr. 213/1998, care reglementează statutul domeniului public.
Această lege prevede că dreptul de proprietate asupra bunurilor din domeniul public aparț ine statului sau
autorităților locale care pot închiria bunurile aflate în proprietate publică. În conformitate cu prevederile
Legii nr. 213/1998 și ale Legii nr. 219/1998, Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul
Energiei) a inchiriat Societatii amenajarile hidroenergetice (baraje, diguri, ecluze, lacuri de acumulare) și
terenurile pe care se afla acestea. Astfel, în decembrie 2004, a fost încheiat contractul de concesiune nr.
171/27.12.2004 intre Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei) (concedent) și
Societate (concesionar) pentru activele hidroenergetice aflate in patrimoniul public la 31 decembrie 2003.
Principalele clauze ale contractului de concesiune si modificarile sale ulterioare sunt urmatoarele:
• Statul, prin Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei), deține dreptul de
proprietate asupra activelor de domeniul public care fac obiectul contractului;
• Societatea are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioada de 49 de ani de la data semnării
(perioada poate fi prelungită, in conformitate cu prevederile legii concesiunilor, cu jumătate din
perioada inițială, prin acordul comun al partilor), în scopul exploatării, reabilitării, modernizării
retehnologizării, precum și constructiei de noi amenajări hidroenergetice conform programelor
de investiții;
• Societatea plătește o redevență anuală de 1/1000 din veniturile anuale din productia de energie
electrica și servicii de sistem produse in hidrocentrale;
• La încetarea contractului, anumite active care au fost utilizate de concesionar în derularea
concesiunii vor fi restituite concedentului, după cum este explicat mai jos;
• Societatea are obligația de a utiliza activele în conformitate cu prevederile contractului de
concesiune și ale licenț ei de funcționare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
16
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Contractul de concesiune prevede următoarele tipuri de active:
• Bunuri de retur – active din domeniul public care apartin concedentului si care sunt restituite
concedentului cu titlu deplin, gratuit și libere de orice sarcini la încetarea contractului de concesiune.
Bunurile de retur sunt active din domeniul public, cum ar fi baraje, diguri, ecluze, care fac obiectul
concesiunii/leasingului, precum și cele rezultate din investiții/modernizări ale acestor active efectuate
de Societate în perioada contractului de concesiune. Societatea amortizează aceste
investiţii/modernizări pe durata minima dintre perioada rămasă a contractului de concesiune și durata
de viață utilă a acestor active.
• Bunuri de preluare – active care apartin concesionarului si sunt utilizate de concesionar in perioada
concesiunii si care sunt similare ca natura cu activele din domeniul public de mai sus (amenajări de
terenuri, construcții, instalații speciale si echipamente tehnologice), asupra carora, la încetarea
contractului de concesiune, concedentul are optiunea de preluare în schimbul unei plăți egale cu
„valoarea contabilă actualizată” la data preluării. În interpretarea Societății, „valoarea contabilă
actualizată” este valoarea contabilă netă la data preluării si, având în vedere că Societatea utilizează
modelul reevaluării, această valoare va fi valoarea reevaluată la acea dată. Aceste active sunt
amortizate pe durata lor de viață utilă estimata.
• Bunuri proprii – active care, la încetarea contractului de concesiune, rămân în proprietatea
concesionarului. Bunurile proprii sunt activele (construcții, instalatii speciale, echipamente
tehnologice, aparate de măsură și control, mijloace de transport, mobilier, echipamente de birou,
echipamente de protecție și alte imobilizari corporale) care aparțin concesionarului și sunt utilizate
de acesta in perioada concesiunii, cu excepția bunurilor de preluare. Aceste active sunt amortizate pe
durata lor de viață utilă estimata.
În analiza aplicării IFRIC 12 „Acorduri de concesiune a serviciilor”, Societatea a luat în considerare
următoarele caracteristici ale acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat în analiza
contractului de concesiune:
a) Concedentul controlează sau reglementează tipul de servicii pe care concesionarul trebuie să le
presteze în cadrul infrastructurii, cui trebuie să le presteze și la ce pret; si;
b) Concedentul controlează – prin dreptul de proprietate, dreptul de beneficiu sau în alt mod – orice
interes rezidual semnificativ în infrastructură la sfarșitul termenului acordului.
Societatea a concluzionat că nu se incadreaza în aria de aplicare a IFRIC 12, deoarece nu îndeplinește
caracteristica a) de mai sus, concedentul nu reglementeaza cui trebuie sa presteze concesionarul serviciul
si la ce pret. Societatea a considerat ca mecanismul de fixare a preturilor introdus de Guvern incepand cu
1 ianuarie 2023 nu afecteaza aceasta concluzie, deoarece acest mecanism este temporar si se aplica numai
unei parti din productie.
Societatea recunoaște redevența aferentă contractului de concesiune în Alte cheltuieli de exploatare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
17
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
a2) Leasing și modernizări ale bunurilor de retur
În analiza aplicării IFRS 16 „Contracte de leasing” asupra contractului de concesiune prezentat mai sus,
Societatea a luat în considerare următoarele criterii pentru a determina dacă acest contract conț ine un
contract de leasing:
a) locatarul are dreptul de a obț ine în esență toate beneficiile economice d in utilizarea activului
identificat;
b) locatarul are dreptul de a dispune cu privire la utilizarea activului identificat.
Societatea a concluzionat că ambele criterii sunt îndeplinite si, in consecinta, contractul de concesiune
conține un contract de leasing, deoarece Ministerul Energiei a transferat Societatii dreptul de a controla
utilizarea activelor din domeniul public (bunuri de retur) în schimbul unei redevențe. Conform IFRS 16,
Societatea a determinat valoarea contabila a activului aferent dreptului de utilizare și valoarea datoriei de
leasing aferente acestui contract ca fiind zero, deoarece plățile viitoare de leasing sunt variabile și depind
de veniturile Societatii, redevența fiind calculată ca procent din venituri.
În ceea ce privește modernizările efectuate in legatura cu bunurile de retur, Societatea a concluzionat că
acestea reprezintă modernizări ale unui activ in sistem leasing pentru care Societatea este “proprietar
contabil”, în sensul ca aceste modernizări servesc intereselor Societatii, în calitate de locatar, de a utiliza
și controla activele in sistem leasing. In consecinta, Societatea a recunoscut modernizarile bunurilor de
retur ca imobilizări corporale. Societatea amortizează aceste active pe durata cea mai mica dintre
perioada rămasă a contractului de concesiune și durata de viață utilă a acestor active.
Societatea consideră că urmatoarele considerente indica faptul că Societatea este „proprietarul contabil”
al modernizărilor efectuate:
a) Ministerul Energiei, în calitate de locator, nu rambursează Societății, în calitate de locatar, costul
modernizărilor efectuate. In consecinta, modernizările sunt finantate integral din sursele Societatii,
iar Societatea este responsabila pentru suportarea costurilor;
b) Societatea nu are obligatia de a face modernizari ale bunurilor de retur. Deciziile privind
modernizarea bunurilor de retur sunt luate de Societate în funcție de nevoile sale de a utiliza aceste
active si sunt efectuate exclusiv pentru utilizarea preconizata de catre Societate a activelor inchiriate;
c) Societatea are permisiunea de a aduce modificari modernizarilor de active inchiriate fara
consimtamantul locatorului sau fara a compensa locatorul;
d) Modernizările sunt efectuate pe riscul și responsabilitatea Societatii (Societatea isi asuma riscul
depasirii costurilor) și nu sunt disponibile concedentului pana la incetarea contractului de concesiune.
a3) Unităț i generatoare de numerar („UGN”)
O unitate generatoare de numerar este cel mai mic grup identificabil de active care generează intr ări de
numerar din utilizarea continua, care sunt in mare masura independente de intrările de numerar generate
de alte active sau grupuri de active.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
18
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Societatea a concluzionat că activele aferente hidrocentralelor reprezintă o singură unitate generatoare
de numerar, în principal pe baza următoarelor considerente:
• Societatea deține o singură licență de producere a energiei hidroelectrice, care acopera toate
centralele electrice in ansamblu.
• licența stipuleaza obligația Societății de a menține disponibilitatea capacităților sale de
producție in ansamblu;
• decizia de producere a energiei electrice într-o hidrocentrală se face pe baza condițiilor tehnice
de funcționare ale celorlalte hidrocentrale;
• echilibrarea energiei electrice contractate și produse se face la nivelul Societatii si nu la nivelul
centralelor individuale;
• contractele sunt închei ate pe baza energiei electrice totale estimate a fi produsă într-o anumită
periodă in toate hidro centralele Societatii, iar prețul este stabilit pentru întreaga producție.
Societatea are diferite proiecte de investiții aflate în curs de execuție, legate de active hidroenergetice cu
funcții complexe/multiple, pentru care pot fi realizate estimări fiabile ale fluxurilor viitoare de numerar
fiind testate individual pentru depreciere. În ceea ce privește Parcul Eolian Crucea, Societatea a
concluzionat, de asemenea, că acesta reprezintă o UGN individuală și separată.
a4) Obligații de dezafectare
Ordinul Ministerului Apelor si Mediului nr. 119 din 11 februarie 2002 privind aprobarea Procedurii de
trecere în conservare, post-utilizare sau abandonare a barajelor prevede procedurile de post-utilizare și
abandonare a barajelor (inclusiv diguri, hidrocentrale și ecluze), care trebuie efectuate de către deținătorii
de baraje în anumite condiții prevazute de lege. Societatea nu are nicio obligație legala sau contractuale
de dezafectare și refacere a amplasamentului, altele decât cele care decurg din Ordinul nr. 119, care sunt
prezentate în paragrafele de mai jos.
Deținătorii de baraj sunt definiți prin OUG nr. 244 din 28 noiembrie 2000 (republicată) privind siguranța
barajelor ca persoane juridice cu orice titlu, care au în păstrare, proprietate și/sau administrare un baraj.
Post-utilizarea se referă la barajele care și-au îndeplinit durata normala de funcționare și care pot fi
utilizate în continuare în alte scopuri decât cele pentru care au fost construite initial. Post-utilizarea
necesita punerea în aplicare a unui ansamblu de măsuri și lucrări care să asigure noua funcționalitate a
barajului în condiții de siguranța pentru protecția populației și a mediului. Măsurile și lucrările necesare
se realizează atât prin grija deținătorului sau administratorului barajului, cât și a post-utilizatorului.
Post-utilizarea barajelor se propune de catre deținătorii barajelor și se aprobă prin ordin al ministrului în
subordinea, coordonarea sau autoritatea căruia se află entitatea care deține barajul, pe baza avizului
Ministerului Apelor și Mediului.
După executarea lucrărilor prevazute în proiectul de post-utilizare, se efectuează predarea-preluarea
acestora între fostul deținător și post-utilizator.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
19
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Abandonarea se referă la barajele terminate sau neterminate, cu sau fără durata normală de viață
depașită, care nu mai pot fi ținute în funcțiune sau post-utilizate din cauza imposibilității tehnice sau a
costurilor foarte ridicate și care, în același timp, reprezintă un potențial pericol pentru populație și mediu.
Abandonarea necesita punerea în aplicare a unui ansamblu de măsuri și lucrări pentru dezafectarea
barajului, reconstrucția ecologică a zonei și asigurarea corespunzătoare a curgerii debitelor lichide și
solide, inclusiv a debitului maxim de apa, în secțiunea barată. Măsurile și lucrările necesare se realizează
prin grija deținătorului sau a administratorului barajului și trebuie să asigure condițiile de curgere
existente anterior executării barajului.
Evenimentele d eclanșatoare ale operațiunilor de abandonare a barajelor includ:
• solicitarea deținătorilor barajelor, atunci când aceștia constată că nu se pot îndeplini cerintele de
performanță necesare conform legii, barajele prezentând un risc asociat inacceptabil;
• dispoziția organelor de control, în urma unor expertize efectuate care arată că barajele prezintă un
risc asociat inacceptabil, constituind un real pericol pentru populație și mediu;
• accidente, atunci când concluziile expertizei specifică expres abandonarea din cauza costului foarte
ridicat al refacerilor necesare, precum și neîndeplinirii cerintelor de performanță și a criteriilor de
siguranță etc.
Recepția lucrărilor de dezafectare și reconstrucție ecologică se realizează de reprezentanți ai deținătorului
barajului și ai administrației publice centrale sau locale, care preia în folosință zona respectiva, prin
încheierea unui proces-verbal de predare-preluare.
Statul Român, prin Ministerul Economiei și Comerțului, in prezent Ministerul Energiei, deține dreptul de
proprietate asupra amenajărilor hidroenergetice (baraje, diguri, ecluze, lacuri de acumulare) și terenurilor
pe care acestea sunt amplasate, care aparțin domeniului public și care fac obiectul contractului de
concesiune menționat mai sus. Societatea are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioada de 49
de ani (28 de ani ramasi la 31 decembrie 2025).
Conform contractului de concesiune, Societatea are dreptul ca pe parcursul contractului să abandoneze
sau să dezactiveze active care fac parte din domeniul public cu acordul concedentului.
Societatea considera că, în conformitate cu prevederile și practicile legale aplicabile, abandonarea are loc
în situații extreme, cand barajele devin un risc inacceptabil cu impact asupra mediului și populației. Având
în vedere că aceste construcții au funcțiuni complexe in plus fata de producerea de energie electrică,
inclusiv protecția impotriva inundațiilor, alimentarea cu apă, irigații, etc., post-utilizare este modul uzual
prin care aceste construcții vor fi transferate administrației publice centrale sau locale, după ce nu mai
pot fi utilizate în scopuri de producere a energiei electrice.
Lucrările necesare pentru post-utilizare se stabilesc prin documentație tehnica întocmita pe baza unei
evaluari a stării de siguranță a barajului la acel moment, realizată de experți atestați de ministere și
atestati/avizați de Ministerul Apelor si Mediului.
Lucrările de abandonare se realizează pe baza unei documentații speciale întocmite și avizul autoritatii de
gospodărire a apelor, acordul de protecție a mediului, și avizul administrației publice locale și centrale.
Aceste documentații și avize vor stabili activitățile necesare pentru abandonare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
20
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Lucrările și costurile pentru post-utilizare sau abandonare sunt supuse unor incertitudini semnificative
cauzate de faptul că rata de degradare și durata de viața a unui baraj variază semnificativ de la un caz la
altul (unele ar putea ajunge la mai mult de 100 de ani), precum si de complexitatea și varietatea lucrărilor
care pot fi necesare pentru trecerea în post-utilizare sau abandonare, in functie de starea fizica a fiecarui
baraj la momentul intrarii in post-utilizare sau al abandonării, de împărțirea costurilor între detinator și
post-utilizator, precum și de perioada foarte indelungata de timp din prezent pana la momentul in care ar
fi efectuate lucrarile de abandonare, daca este cazul. De asemenea, există incertitudini semnificative
legate de evoluția gradului de degradare și de determinarea duratei de viața efective a unui baraj, care
sunt dependente de dezastre naturale (inundații, alunecări de teren, cutremure etc.) și de rezistenta
construcției.
In plus, Societatea estimează că până la incetarea contractului de concesiune (perioada rămasă fiind de
28 de ani la 31 decembrie 2025) apariția situațiilor care să necesite post-utilizarea sau abandonarea
activelor din domeniul public sau a activelor proprii – diguri, hidrocentrale și ecluze (altele decât
imobilizările în curs de executie descrise in Nota 22) este improbabilă, având în vedere durata de viață
îndelungată a barajelor, care poate fi extinsa semnificativ peste 100 de ani prin mentenanță și
modernizari.
În consecință, Societatea recunoaște provizioane de dezafectare numai atunci cand conducerea a luat
decizia de a abandona un activ sau de a-l trece în post-utilizare sau nu a avut nicio alternativa realista
decat sa faca acest lucru in timpul perioadei de concesiune. Provizioanele sunt recunoscute pe baza
costurilor rezultate din documentația tehnica întocmita de specialiști angajați de Societate.
a5) Contracte de vânzare-cumpărare de energie electrică
In conformitate cu IFRS 9 „Instrumente financiare”, un contract de cumpărare sau vânzare a unui element
nefinanciar (inclusiv energie electrică) poate fi clasificat și recunoscut ca instrument financiar. In
conformitate cu paragrafele 2.4 și 2.6 ale IFRS 9, în cazul în care contractele de cumpărare sau vânzare a
elementelor nefinanciare pot fi decontate net în numerar sau într-un alt instrument financiar sau prin
schimbul de instrumente financiare, inclusiv in cazul in care activul-suport se poate converti fara dificultati
in numerar, acestea intră în aria de aplicare a IFRS 9. Standardul prevede o exceptie de la aplicarea IFRS 9
pentru contractele care sunt inițiate și continua sa fie detinute în scopul primirii sau livrării unui element
nefinanciar în conformitate cu cerințele preconizate de entitate cu privire la cumpărare, vânzare sau
utilizare(„excepția aferenta utilizarii proprii”).
Energia electrică este un activ care se poate converti fara dificultati in numerar si, prin urmare, conducerea
a efectuat o analiză pentru a determina dacă exceptia aferenta utilizarii proprii se aplica contractelor sale.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
21
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Principalele considerente sunt:
• Societatea este producătoare de energie electrică și intentia si scopul exclusiv este de a vinde
toată energia electrica produsă;
• contractele de vânzare forward sunt încheiate cu intentia exclusiva de a livra energia electrică
produsă; Societatea nu acționează ca un broker/dealer de energie electrică;
• tranzacțiile de vânzare-cumpărare pe piețele spot (piața pentru ziua următoare, piata intra-zilnica
și piața de echilibrare) sunt incheiate numai pentru îndeplinirea necesitatilor de vânzare si
responsabilitatii de echilibrare a Societatii;
• in 2020, Societatea a inceput sa fie activa in sectorul furnizării de energie electrica (vanzarea de
energie electrica către consumatori finali), actionând, de asemenea, și ca furnizor de servicii
(inclusiv serviciul de relații cu clienții); si
• Societatea a utilizat pe scara redusa contracte forward de achizitie de energie electrica, scopul
acestora fiind acoperirea necesarului de angajamente contractuale pentru livrarile catre
consumatorii finali.
Societatea a concluzionat că excepția aferenta utilizarii proprii se aplică tuturor contractelor sale de
vânzare și cumpărare de energie electrica in 2025 si 2024 și, prin urmare, nu intra în aria de aplicare a IFRS
9.
b) Ipoteze și incertitudini asociate estimarilor
Informații cu privire la ipotezele și incertitudinile asociate estimărilor la data de raportare care prezinta
un risc semnificativ de a conduce la o ajustare semnificativa a valorilor contabile ale activelor si datoriilor
în anul financiar următor sunt incluse în următoarele Note:
• Nota 22 – ipoteze cu privire la reevaluarea imobilizărilor corporale;
• Nota 22 – ipoteze cu privire la determinarea valorii recuperabile a imobilizărilor în curs de
executie;
• Nota 7 g) si h) – estimări ale duratelor de viață utila ale imobilizărilor corporale și necorporale;
• Nota 10 – estimari in legatura cu pretul de transfer al energiei intre activitatea de productie si
activitatea de furnizare utilizate in calculul taxei pentru producatorii de energie electrica;
• Notele 29 si 32 – recunoașterea și evaluarea provizioanelor și datoriilor contingente;
• Notele 7 k), 20 si 30 b) – determinarea pierderilor din credit preconizate pentru creanțele
comerciale;
• Nota 16 – evaluarea obligațiilor privind planurile de beneficii determinate și alte beneficii pe
termen lung ale angajaților: principalele ipoteze actuariale;
• Nota 29 – estimări aferente provizioanelor de dezafectare.
Determinarea valorilor juste
Un numar de politici contabile si prezentari de informatii ale Societatii necesită determinarea valorilor
juste pentru activele și datoriile financiare și activele nefinanciare (imobilizari corporale).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
22
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Atunci cand determina valoarea justa a unui activ sau a unei datorii, Societatea utilizeaza date de intrare
observabile pe piața în măsura în care este posibil. Valorile juste sunt clasificate în cadrul diferitelor nivele
ale ierarhiei valorii juste pe baza datelor de intrare utilizate in tehnicile de evaluare, dupa cum urmează:
• Nivelul 1: prețuri cotate (neajustate) pe piețe active pentru active sau datorii identice;
• Nivelul 2: date de intrare, altele decât prețurile cotate incluse în Nivelul 1, care sunt observabile
pentru un activ sau datorie, fie direct (adica sub forma de prețuri), fie indirect (adica derivate din
prețuri);
• Nivelul 3: date de intrare pentru activ sau datorie care nu se bazeaza pe date observabile pe piață
(date de intrare neobservabile).
Dacă datele de intrare utilizate pentru a determina valoarea justa a unui activ sau a unei datorii sunt
clasificate in cadrul diferitelor nivele ale ierarhiei valorii juste, atunci evaluarea la valoare justa este
clasificată în întregime la acelasi nivel al ierarhiei valorii juste cu cel mai jos nivel al datelor de intrare
semnificative pentru întreaga evaluare.
Societatea recunoaște transferurile între nivelele ierarhiei valorii juste la sfârșitul perioadei de raportare
în care a avut loc modificarea.
Informații suplimentare despre ipotezele utilizate în evaluarea la valoare justa sunt incluse în următoarele
Note:
• Nota 22: imobilizări corporale; si
• Nota 30: instrumente financiare.
Riscuri asociate schimbărilor climatice
Hidroelectrica se confruntă cu riscuri legate de schimbările climatice, care pot influența disponibilitatea
resurselor de apă, un factor esențial în producția de energie hidroelectrică. Acestea includ variabilitatea
precipitațiilor, cu potențialul de a modifica cursurile râurilor, afectând astfel disponibilitatea apei pentru
producția de energie. Creșterea frecvenței fenomenelor meteorologice extreme – cum ar fi seceta din
2024 care a condus la o scădere semnificativă a producției hidroelectrice. Cu toate acestea, Societatea a
observat istoric că în timpul secetelor, prețurile energiei electrice au o tendinta de crestere, ceea ce face
ca Societatea sa beneficieze prin marje de profit crescute mai degrabă decât prin volume vândute.
Pentru a răspunde riscurilor climatice, Hidroelectrica pune accent pe diversificarea portofoliului său
energetic, concentrându-se în special pe expansiunea în surse de energie regenerabilă. Societatea
intenționează să dezvolte și să achiziționeze parcuri solare și ferme eoliene suplimentare, având ca țintă
un plus de minimum 500 MW de capacitate instalată în următorii ani. Această orientare către energia
solară și eoliană este strategică, în special având în vedere corelația inversă între producția de energ ie
solară și nivelurile apei pentru hidroenergie. Adoptarea energiei solare oferă astfel o compensare în
perioadele de disponibilitate scăzută a apei, subliniind importanța unui mix energetic versatil și rezilient
în fața provocărilor aduse de variabilitatea climatică.
Implicațiile riscurilor legate de schimbările climatice asupra situatiilor financiare includ valoarea justă a
activelor, legate de facilitățile hidroenergetice, care pot fi afectate de un volum mai scăzut de producție
de energie estimat pe durata de viață utilă proiectată ca urmare a schimbărilor climatice comparativ cu
indicatorii tehnici și economici inițiali ai acestor proiecte. Aceste implicații potențiale sunt luate în
considerare în testul de depreciere economică efectuat ca parte a exercițiului de reevaluare la data de 31
decembrie 2023.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
23
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
De asemenea, în ceea ce privește obiectivele de investiții aflate în curs de execuție, testele specifice de
depreciere iau în considerare o producție de energie electrică prognozată mai mică, având în vedere
variabilitatea preconizată a precipitațiilor.
Securitatea muncii și operarea în condiții de siguranță
Protejarea oamenilor este o prioritate pentru Societate, care se angajează să desfășoare operațiuni sigure
și responsabile pentru a proteja sănătatea și siguranța angajaților, contractorilor și comunităților din jur.
Acest angajament este demonstrat prin politici bine stabilite de sănătate și securitate, programe continue
de învățare și dezvoltare prin instruiri privind drepturile omului și siguranța la locul de muncă, precum și
prin actualizarea anuală a Planului de Prevenire și Protecție SSM.
Deși Societatea își propune să atingă obiectivul de zero accidente grave la locul de muncă, incidente pot
totuși să apară. Cu toate acestea, prioritățile principale ale Societății rămân îmbunătățirea condițiilor de
lucru în siguranță.
Risc cibernetic
Digitalizarea aduce numeroase beneficii, dar crește și riscurile legate de securitatea cibernetică și
dependența de sisteme informatice. Pe măsură ce operațiunile Societății se extind și depind tot mai mult
de sistemele IT și infrastructura de rețea, aceste riscuri pot genera întreruperi operaționale, fraude sau
furt de date.
Orice defecțiune a sistemelor IT, inclusiv cele cauzate de atacuri cibernetice, poate afecta negativ
activitatea, situația financiară și operațiunile. Sistemele se confruntă cu amenințări precum pene de
curent și atacuri cibernetice, iar în ciuda măsurilor de securitate cibernetică, a planurilor de recuperare în
caz de dezastru și a instruirii angajaților, nu putem fi complet protejați împotriva tuturor tentativelor de
acces neautorizat. Societatea își îmbunătățește continuu sistemele IT și securitatea cibernetică pentru a
proteja confidențialitatea și integritatea datelor, instruind totodată angajații să gestioneze responsabil
riscurile cibernetice și eventualele defecțiuni ale sistemelor IT.
Managementul riscurilor și controlul intern
Cadrul de control intern al Societății include respectarea valorilor companiei și a ghidurilor privind etica și
responsabilitatea corporativă. Un angajament puternic față de integritate, responsabilitate și
comportament etic este esențial în prevenirea și detectarea fraudei, mitei și corupției. Societatea se
angajează să își desfășoare activitatea corect, onest și în deplină conformitate cu toate legile aplicabile.
Acesta adoptă o politică de toleranță zero față de mită și corupție în toate operațiunile și relațiile sale la
nivel global. Procedurile interne privind conflictele de interese, cadourile și ospitalitatea, precum și
mecanismele de avertizare internă, sunt concepute pentru a reduce riscurile potențiale de fraudă și
corupție.
Politicile Societății privind prevenirea fraudei, anti-mită și anti-corupție, împreună cu procedurile de
avertizare internă, oferă îndrumări privind evaluarea riscurilor, conformitatea legală și raportarea
preocupărilor.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
24
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE (continuare)
Societatea și Consiliul de Supraveghere tratează cu seriozitate rapoartele de avertizare internă și
acoperirea negativă din mass-media. Politicile existente asigură analiza oricăror încălcări ale codului intern
de conduită sau ale cerințelor legale, sprijinite de un canal deschis de raportare. Verificările interne
efectuate pe parcursul anului 2025, până la data aprobării situațiilor financiare, nu au identificat cazuri de
încălcare a eticii sau de neconformitate cu legile și reglementările.
6. BAZELE EVALUĂRII
Situațiile financiare individuale au fost întocmite pe baza costului istoric, cu excepția terenurilor,
constructiilor, echipamentelor si altor elemente de imobilizări corporale, care sunt evaluate utilizand
modelul reevaluării.
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE
Societatea a aplicat î n mod consecvent următoarele politici contabile pentru toate perioadele prezentate
în aceste situații financiare individuale.
(a) Tranzacții în valută
Tranzacțiile în valută sunt convertite în moneda funcțională la cursurile de schimb de la datele
tranzacțiilor.
Activele și datoriile monetare exprimate în valută sunt convertite în monedă funcțională la cursul de
schimb de la data de raportare. Activele și datoriile nemonetare evaluate la valoarea justă într-o valută
sunt convertite în monedă funcțională la cursul de schimb de la data la care a fost determinată valoarea
justă. Elementele nemonetare evaluate pe baza costului istoric în valută sunt convertite la cursul de
schimb de la data tranzactiei. Diferențele de curs valutar sunt recunoscute de regula în profit sau pierdere
si prezentate in cheltuieli financiare.
(b) Venituri din contractele cu clientii
Veniturile sunt evaluate pe baza contravalorii specificate în contractele cu clienț ii, respectiv in cazul
veniturilor din furnizarea de energie electrica, acestea sunt evaluate in baza minimului dintre preturile
contractuale agreate cu clientii si preturile plafonate conform legislatiei, acolo unde este cazul. Societatea
recunoaște veniturile atunci când transferă controlul asupra unui bun sau serviciu către client.
Urmatorul tabel oferă informații despre natura și momentul îndeplin irii obligațiilor de executare din
contractele cu clienții, inclusiv termenii de plată semnificativi precum și politicile de recunoaștere a
veniturilor aferente.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
25
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Natura și indeplinirea obligațiilor contractuale
Recunoașterea venitului
Vanzarea angro
de energie
electrică
Societatea vinde majoritatea energiei electrice produse
pe baza contractelor forward cu furnizorii și traderii de
energie electrica, pe piața spot (piața pentru ziua
următoare), catre operatorul pieței (OPCOM) și pe piața
de echilibrare către operatorul de sistem (Transelectrica).
Facturile sunt emise la sfârșitul lunii sau la începutul lunii
următoare pentru energia electrica livrată în luna curentă.
Termenul de plată este 30 de zile de la data facturii.
Veniturile sunt recunoscute în timp, deoarece
clientul primește si consuma simultan beneficiile
pe măsură ce Societatea livrează energie
electrică - producerea și consumarea energiei
electrice sunt simultane deoarece energia
electrică nu se stocheaza.
Datoriile contractuale reprezinta in principal
avansuri încasate de la clienți în legătură cu
energi care urmează să fie livrată in cursul
perioadei următoare.
Furnizarea de
energie electrica
către
consumatori
finali (vanzarea
cu amanuntul)
Obligația de executare este reprezentata de livrarea
energiei electrice la locația clientului, care include
transportul și distribuția, efectuate prin intermediul
activelor unor terți.
Clienții obțin controlul asupra energiei electrice pe
masura ce aceasta este consumată. Veniturile sunt
recunoscute pe baza volumelor comunicate Societatii de
către operatorii de distribuție, care au la baza citiri
automate sau manuale ale contoarelor efectuate de
operatorii de distributie, auto-citiri raportate de
consumatori sau estimări ale energiei electrice livrate
pentru care citirile nu au fost încă efectuate pentru
intervalul dintre data ultimei citiri si sfârșitul perioadei.
Facturile sunt emise în general lunar, în luna următoare
consumului. Termenul de plata este 45 de zile de la data
facturii pentru clientii casnici si 30 de zile de la data
facturii pentru clientii noncasnici.
Veniturile sunt recunoscute în timp, deoarece
clientul primește si consuma simultan beneficiile
pe măsură ce Societatea livrează energie
electrică. La sfârșitul lunii se înregistrează o
estimare pentru cantitatea de energie electrică
furnizată în cursul lunii, dar nefacturată încă,
aceasta reprezentând venituri nefacturate.
Recunoașterea veniturilor nefacturate conferă
dreptul necondiționat de a încasa
contravaloarea energiei electrice furnizate și, de
regulă, nu există diferențe între venitul estimat
și suma facturată.
Veniturile din furnizarea de energie electrica
includ tarifele de transport si distribuție, care
sunt facturate de Societate consumatorilor
finali. Serviciile de transport si distributie sunt
furnizate de catre operatorul de transport și
operatorii de distribuție, iar costurile aferente
sunt facturate de catre operatorul de transport
și operatorii de distribuție catre Societate.
Societatea a analizat dacă este agent sau
principal in ceea ce priveste serviciile de
transport si distribuție transferate clientului (și
obligațiile aferente privind certificatele verzi,
așa cum sunt descrise la punctul 7.j), respectiv
obligațiile legate de certificatele verzi, și a
concluzionat că actioneaza in calitate de
responsabil principal. Considerentele care susțin
această concluzie includ: Societatea are o
singură obligație de executare, si anume livrarea
de energie electrica catre locația
consumatorului final, care include transportul și
distribuția; consumul de energie electrică are
loc instantaneu, deoarece energia electrică este
produsa in centralele Societatii și livrată prin
rețelele de transport și distribuție catre locația
consumatorului final.
Servicii de
sistem
Serviciile de sistem constau in punerea la dispoziție de
către Societate a unei capacități de producție convenite
catre operatorul de sistem, Transelectrica, pentru o
anumita perioada de timp. Aceasta capacitate este
utilizata de Transelectrica in procesul de echilibrare a
sistemului energetic.
Deoarece Societatea pune la dispozitie o
capacitate de productie masurata in MWh si nu
active specifice, Societatea a concluzionat ca
acest tip de contract nu contine un contract de
leasing și, prin urmare, este în aria de aplicare a
IFRS 15.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
26
Natura și indeplinirea obligațiilor contractuale
Recunoașterea venitului
Facturile pentru serviciile de sistem sunt emise lunar, la
inceputul fiecarei luni pentru serviciile prestate în luna
anterioară.
Termenul de plată este 30 de zile de la data facturii.
Veniturile sunt recunoscute în timp, deoarece
clientul primește și consumă simultan beneficiile
oferite de executarea de catre Societate pe
măsura ce serviciile sunt prestate.
Tariful perceput pentru serviciile de sistem
depinde de capacitatile orare puse la dispozitie
(numarul de ore pentru care capacitatea de
productie este pusa la dispozitie multiplicat cu
capacitatea) si de tarifele orare.
Atat capacitatile orare, cat si tarifele orare sunt
stabilite pe baza rezultatelor licitatiilor zilnice
organizate de operatorul de sistem.
In situatia in care, in intervalul de timp in care
capacitatea este pusa la dispozitie, operatorul
de sistem ordona Societatii sa produca energie
electrica folosind capacitatea pusa la dispozitie,
energia electrica produsa este vanduta pe piata
de echilibrare la pretul stabilit pe aceasta piata
(a se vedea Vanzarea angro de energie electrica
de mai sus).
(c) Beneficiile angajaților
(i) Beneficii pe termen scurt ale angajaților
Beneficiile pe termen scurt ale angajaților sunt recunoscute ca o cheltuială pe măsură ce serviciile aferente
sunt prestate. O datorie este recunoscută la valoarea preconizata a fi plătită dacă Societatea are o
obligație curenta legală sau implicită, de a plăti această sumă pentru serviciile trecute furnizate de angajat,
iar obligația poate fi estimat ă în mod credibil.
(ii) Planuri de contribuții determinate
Obligatiile privind contribuții la planurile de contributii determinate sunt recunoscute drept cheltuială pe
măsură ce serviciile aferente sunt prestate. Contributiile platite in avans sunt recunoscute ca activ in
masura in care este disponibila o rambursare in numerar sau o reducere a platilor viitoare.
(iii) Planuri de beneficii determinate
Obligația netă a Societăț ii in ceea ce priveste planurile de beneficii determinate este calculată separat
pentru fiecare plan prin estimarea valorii beneficiilor viitoare pe care angajații le-au câștigat în perioada
curentă și în perioadele anterioare, prin actualizarea acestei sume. Nu există active ale planului.
Planurile de beneficii determinate includ beneficii în numerar la pensionare și beneficii în natură constând
din energie electrică acordata gratuit angajatilor dupa pensionare.
Calculul obligațiilor privind beneficiile determinate se efectueaza anual de către un actuar calificat
utilizând metoda unitatilor de credit proiectate.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
27
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Reevaluările datoriei privind beneficiile determinate, care constau din câștiguri și pierderi actuariale, sunt
recunoscute imediat în alte elemente ale rezultatului global („AERG”). Societatea determină cheltuiala
(venitul) net cu dobânda aferent(ă) datoriei nete privind beneficiul determinat al perioadei, prin aplicarea
ratei de actualizare utilizate pentru evaluarea obligației privind beneficiile determinate la începutul
perioadei anuale, la valoarea netă a datoriei privind beneficiile determinate la acea dată, luand in
considerare orice modificări ale datoriei nete privind beneficiile determinate în cursul perioadei, ca
urmare a contribuțiilor și plăților de beneficii. Cheltuiala netă cu dobânda și alte cheltuieli privind planurile
de beneficii determinate sunt recunoscute în profit sau pierdere.
Atunci când beneficiile unui plan sunt modificate sau atunci când un plan este redus, modificările de
beneficii rezultate care se referă la serviciile trecute sau câștigul sau pierderea ca urmare a reducerii sunt
recunoscute imediat în profit sau pierdere. Societatea recunoaște câștigurile și pierderile din decontarea
unui plan de beneficii determinate atunci când are loc decontarea.
(iv) Alte beneficii pe termen lung ale angajaților
Obligația netă a Societății cu privire la beneficiile pe termen lung ale angajaților reprezintă valoarea
beneficiilor viitoare pe care angajatii le-au câstigat în schimbul serviciilor prestate în perioada curentă și
în perioadele anterioare. Aceste beneficii sunt evaluate la valoarea actualizata. Reevaluarile sunt
recunoscute în profit sau pierdere în perioada în care acestea apar.
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor includ beneficii în numerar plătite angajaților atunci cand
indeplinesc anumite praguri de vechime în muncă.
(v) Beneficii la incetarea contractului de muncă
Beneficiile la incetarea contractului de muncă sunt recunoscute drept cheltuială la data cea mai apropiata
dintre data la care Societatea nu mai are nicio posibilitate reala de a renunta la oferta de acordare a
acestor beneficii si data la care Societatea recunoaște costurile de restructurare. Dacă nu se așteaptă
decontarea integrala a beneficiilor în mai putin de 12 luni de la data de raportare, atunci acestea sunt
evaluate la valoarea actualizata.
(d) Profitul din exploatare
Profitul din exploatare este rezultatul generat din activitatile continue principale generatoare de venituri
ale Societatii, precum și din alte venituri și cheltuieli legate de activitățile de exploatare. Profitul din
exploatare nu include rezultatul financiar și impozitul pe profit.
(e) Venituri și cheltuieli financiare
Veniturile și cheltuielile financiare ale Societății includ:
• venituri din dobânzi;
• cheltuielile cu dobânzile;
• câștiguri sau pierderi din diferențe de curs valutar aferente activelor si datoriilor financiare;
• actualizarea provizioanelor pe termen lung.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
28
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Veniturile sau cheltuielile cu dobânda sunt recunoscute utilizând metoda dobânzii efective.
"Rata dobânzii efective" este rata care actualizează exact plățile sau încasările viitoare de numerar
estimate pe durata de viață preconizata a instrumentului financiar la:
• valoarea contabila brută a activului financiar; sau
• costul amortizat al datoriei financiare.
La calcularea veniturilor și cheltuielilor cu dobânda, rata dobânzii efective se aplică valorii contabile brute
a activului (atunci când activul nu este depreciat ca urmare a riscului de credit) sau costul ui amortizat al
datoriei. Cu toate acestea, pentru activele financiare depreciate ca urmare a riscului de credit ulterior
recunoașterii inițiale, veniturile din dobânzi sunt calculate prin aplicarea ratei dobânzii efective la costul
amortizat al activului financiar. Dacă activul nu mai este depreciat ca urmare a riscului de credit, atunci
calculul veniturilor din dobânzi se face prin raportare la valoarea contabila brută.
(f) Impozitul pe profit
Cheltuiala cu impozitul pe profit cuprinde impozitul curent și impozitul amânat. Aceasta este recunoscută
în profit sau pierdere, cu excepția cazului în care se referă la o combinare de întreprinderi sau la elemente
recunoscute direct în capitalurile proprii sau în alte elemente ale regulatului global.
Societatea a determinat că dobânzile și penalitățile legate de impozitul pe profit, nu îndeplinesc definiția
impozitului pe profit și, prin urmare, sunt contabilizate în conformitate cu IAS 37 Provizioane, datorii
contingente și active contingente.
(i) Impozit curent
Impozitul curent cuprinde impozitul preconizat de plata sau de recuperat aferent profitului sau pierderii
impozabil(e) a anului curent precum și orice ajustare a impozitului de plătit sau de recuperat aferent anilor
precedenți.
Suma impozitului curent de platit sau de recuperat este cea mai bună estimare a sumei preconizate a fi
plătită sau recuperata care reflectă incertitudinea legata de impozitul pe profit, dacă este cazul. Acesta
este determinat utilizand ratele de impozitare care au fost adoptate sau în mare măsura adoptate la data
de raportare.
Creanțele și datoriile privind impozitul curent sunt compensate numai dacă sunt îndeplinite anumite
criterii.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
29
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(ii) Impozit amânat
Impozitul amânat este recunoscut in legatura cu diferențele temporare dintre valorile contabile ale
activelor și datoriilor în scopul raportarii financiare și baza fiscală a acestora. Impozitul amânat nu este
recunoscut pentru:
• diferențele temporare care rezulta la recunoașterea inițială a activelor și datoriilor intr-o tranzacție
care nu reprezinta o combinare de întreprinderi și care nu afectează nici profitul sau pierderea
contabil(ă), nici profitul impozabil sau pierderea fiscală;
• diferențele temporare asociate investițiilor în filiale, entități asociate si intereselor in participatie,
în măsura în care Societatea este capabila sa controleze momentul reluarii diferențelor temporare și
este probabil ca acestea sa nu fie reluate în viitorul previzibil; si
• diferentele temporare impozabile care rezulta din recunoasterea initiala a fondului comercial.
Creanțele privind impozitul amânat sunt recunoscute pentru pierderi fiscale neutilizate, credite fiscale
neutilizate și diferențe temporare deductibile, în limita probabilitatii ca va exista profit impozabil viitor
fata de care acestea pot fi utilizate. Profiturile impozabile viitoare sunt determinate pe baza reluarii
diferențelor temporare impozabile relevante. Daca suma diferentelor temporare impozabile este
insuficienta pentru a recunoaste integral o creanta privind impozitul amanat, atunci sunt luate in
considerare profiturile impozabile viitoare, ajustate cu reluarea diferentelor temporare existente, pe baza
planurilor de afaceri ale Societatii. Creanțele privind impozitul amânat sunt revizuite la fiecare dată de
raportare și sunt reduse în măsura în care nu mai este probabil ca beneficiul fiscal aferent sa fie realizat;
astfel de reduceri sunt reluate atunci când probabilitatea unor profituri impozabile viitoare se
îmbunătăteste.
Evaluarea impozitului amânat reflectă consecințele fiscale care ar rezulta din modul în care Societatea se
asteapta, la data de raportare, să recupereze sau sa deconteze valoarea contabilă a activelor și datoriilor
sale.
Creanțele și datoriile privind impozitul amânat sunt compensate numai dacă sunt îndeplinite anumite
criterii.
iii) Impozit suplimentar minim global
Legea 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de intreprinderi
multinationale si nationale de mari dimensiuni transpune in legislatia nationala prevederile Directivei
2523/2022 privind asigurarea unui nivel minim de impozitare. De asemenea, conform articolului 5 din
Legea 431/2023, pentru aplicarea acestei legi se utilizeaza explicatiile si exemplele din Ghidurile
administrative emise de catre Organizatia pentru Cooperare si Dezvoltare Economica („OCDE”).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
30
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Legea 431/2023 este aplicabila grupurilor de companii de mari dimensiuni, atat nationale cat si
multinationale, mai exact cele care inregistreaza o cifra de afaceri consolidata (la nivelul intregului grup)
de minim 750 milioane EUR in cel putin doi ani din cei patru anteriori anului de referinta. Astfel, conform
Legii, începând cu anul financiar 2024, un impozit suplimentar ("impozit suplimentar") ar trebui colectat
de fiecare dată când rata efectivă de impozitare a unui grup de întreprinderi naționale sau multinaționale
într-o anumită jurisdicție este sub 15%. Cota efectiva de impozitare („ETR”) se calculeaza anual la nivel de
jurisdictie. ETR este calculata ca raport intre impozitele acoperite ajustate ale Entitatilor Constitutive
(„CE”) – numaratorul si respectiv profitul net calificat al Entitatilor Constitutive – numitorul. Atat
numaratorul, cat si numitorul reprezinta sumele cumulate ale tuturor CE-urilor situate intr-o jurisdictie.
OCDE a introdus o serie de regimuri de protectie („safe harbours”), acestea avand ca s cop simplificarea
calculului pentru contribuabili, in special in ceea ce priveste primii ani de aplicare a noului regim. Atat timp
cat cel putin unul din testele mentionate in cadrul regimurilor de protectie (testul de minimis, testul ETR
simplificat si testul profiturilor de rutina) este indeplinit intr-un an, se poate considera ca impozitul
suplimentar in acea jurisdictie pentru Grup este zero.
Astfel, Societatea analizeaza indeplinirea a cel putin unul din testele mentionate anterior si in cazul, in
care nu este indeplinit niciunul din teste, efectueaza calculul ETR la nivel de jurisdictie. In cazul in care ETR
determinat este mai mic decat 15%, impozitul suplimentar necesar pentru a atinge minimul de 15% este
recunoscut drept impozit pe profit.
(g) Imobilizări corporale
(i) Recunoaștere și evaluare
Elementele de imobilizări corporale sunt recunoscute inițial la cost, care include costul indatorarii
capitalizat.
Daca parti semnificative ale unui element de imobilizari corporale au durate de viață utila diferite, atunci
acestea sunt contabilizate ca elemente separate (componente majore) ale imobilizarilor corporale.
Orice câștig sau pierdere care rezulta din cedarea unui element de imobilizări corporale este recunoscut(ă)
în profit sau pierdere.
Ulterior recunoașterii inițiale:
• terenurile, construcțiile, echipamentele și alte elemente de imobilizări corporale sunt evaluate la
valoarea reevaluata; si
• imobilizările corporale în curs de execuție sunt evaluate la cost minus orice pierderi acumulate
din depreciere.
Reevaluările sunt efectuate cu suficientă regularitate, pentru a se asigura ca valoarea contabilă nu difera
semnificativ de ceea ce s-ar fi determinat prin utilizarea valorii juste la sfârșitul perioadei de raportare.
Atunci cand un element de imobilizări corporale este reevaluat, amortizarea acumulată este eliminată din
valoarea contabilă brută, iar valoarea netă este ajustata la valoarea reevaluată a activului.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
31
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Dacă valoarea contabilă a unui activ este majorata ca urmare a unei reevaluări, majorarea este
recunoscută si acumulata în capitalurile proprii in rezerva din reevaluare. Cu toate acestea, majorarea
este recunoscută în profit sau pierdere în măsura în care aceasta compenseaza o descrestere din
reevaluarea aceluiași activ recunoscuta anterior în profit sau pierdere.
Dacă valoarea contabilă a unui activ este diminuata ca urmare a unei reevaluări, diminuarea este
recunoscută în profit sau pierdere. Cu toate acestea, scaderea este recunoscuta in capitalurile proprii in
rezerva din reevaluare daca există un sold creditor în rezerva din reevaluare pentru acel activ.
Diferența dintre valoarea reevaluată și valoarea contabilă netă a imobilizarilor corporale este recunoscută
ca rezerva din reevaluare inclusa în capitalurile proprii.
Rezerva din reevaluare este transferată in rezultatul reportat intr-o suma corespunzătoare utilizării
activului (pe masura ce activul este amortizat) și la scoaterea din functiune sau cedarea activului.
Costuri ulterioare
Costurile ulterioare sunt capitalizate numai dacă este probbail ca beneficii economice viitoare aferente
acestor costuri vor intra in cadrul Societatii.
(ii) Amortizare
Amortizarea este calculată utilizând metoda liniară pe durata de viață utilă estimată a activelor și este
recunoscută în profit sau pierdere. Terenurile și imobilizările în curs de executie nu sunt amortizate.
Duratele de viață utila estimate ale imobilizărilor corporale pentru perioada curenta si perioada
comparativa sunt urmatoarele:
Categoria
Durata de viață utilă (ani)
Construcții și instalații speciale
65 - 97
Construcții și instalații speciale reprezentand bunuri de retur
conform contractului de concesiune (a se vedea Nota 5 a1))
Minimul dintre durata de viata
economica utila si perioada
rămasă din contractul de
concesiune
Echipamente tehnologice
25 – 47
Aparate și instalații de măsură și control
15 – 23
Mijloace de transport
16 – 24
Mobilier, echipamente de birou
12
Metodele de amortizare si duratele de viață utila sunt revizuite la fiecare dată de raportare și ajustate,
dacă este cazul.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
32
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(h) Imobilizări necorporale
(i) Recunoaștere și evaluare
Imobilizările necorporale care sunt achiziționate de Societate și care au durate de viață utila determinate
sunt evaluate la cost minus amortizarea acumulată și orice pierderi din depreciere acumulate.
Imobilizarile necorporale includ in principal programe informatice și licențe.
(ii)
Costuri ulterioare
Costurile ulterioare sunt capitalizate numai atunci când acestea cresc beneficiile economice viitoare
incorporate în activul specific la care se referă. Toate celelalte cheltuieli, inclusiv cheltuielile cu fondul
comercial generat intern și mărcile, sunt recunoscute în profit sau pierdere atunci când sunt efectuate.
(iii) Amortizare
Amortizarea este calculată pentru a diminua costul imobilizărilor necorporale mai putin valoarea reziduală
estimată a acestora, utilizând metoda liniară pe durata de viață utilă estimată și este recunoscută in
general în profit sau pierdere.
Duratele de viata utila estimate ale programelor informatice si ale licentelor pentru perioada curenta si
perioada comparativa sunt 3 - 5 ani.
Metodele de amortizare, duratele de viață utila și valorile reziduale sunt revizuite la fiecare dată de
raportare și ajustate, dacă este cazul.
(i) Certificate verzi
Societatea recunoaște certificatele verzi primite în baza schemei de sprijin pentru producătorii de energie
din surse regenerabile la cost (care este 0) la momentul obținerii dreptului de a le primi (atunci când
energia electrică este produsă).
Societatea recunoaște certificatele verzi achiziționate la cost.
Societatea, in calitate de furnizor de energie electrică, are obligația legala să achiziționeze un număr de
certificate verzi (a se vedea Nota 1 c)), al caror cost este ulterior transferat consumatorilor finali pe baza
cantităților de energie electrica consumate. Pentru a indeplini obligatia legala anuala de achizitie (tinta
sau cota anuala), Societatea utilizează atât certificate verzi primite in cadrul schemei de sprijin, cât și
certificate verzi achiziționate.
Certificatele verzi necesare pentru a îndeplini obligația (cota) sunt estimate de Grup, iar o datorie este
recunoscută în Situația poziției financiare, ținând cont de costul de achiziție. Certificatele verzi
suplimentare sunt achiziționate și recunoscute drept cheltuială în măsura necesară pentru a îndeplini
obligația de cotă. Certificatele verzi achiziționate in plus fata de cota obligatorie la sfârșitul perioadei de
raportare sunt recunoscute în situația poziției financiare. În cazul în care cota obligatorie nu este
indeplinita la sfarsitul perioadei de raportare, atunci Societatea recunoaste o datorie in situatia pozitiei
financiare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
33
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Costul certificatelor verzi transferate consumatorilor finali în valoare de 354.337.865 RON este recunoscut
în profit sau pierdere ca parte a Veniturilor din contractele cu clienții.
(j) Instrumente financiare
(i) Recunoaștere și evaluare inițială
Creanțele comerciale sunt recunoscute inițial atunci când sunt constituite. Toate celelalte active
financiare și datorii financiare sunt recunoscute inițial atunci când Societatea devine parte a conditiilor
contractuale ale instrumentului.
Numerarul și echivalentele de numerar includ soldurile de numer, depozitele la vedere și depozitele cu
maturitate de până la trei luni de la data constituirii care au o expunere nesemnificativa la riscul de
modificare a valorii juste si sunt utilizate de Societate pentru gestionarea angajamentelor pe termen scurt.
Un activ financiar (cu excepția creanțelor comerciale care nu au o componentă de finanțare semnificativă)
sau o datorie financiară este evaluat/(ă) inițial la valoarea justă plus sau minus costurile tranzacției care
sunt direct atribuibile achiziției sau emisiunii sale. O creanță comercială care nu contine o componentă de
finanțare semnificativă este evaluată inițial la prețul tranzacției.
Investițiile în filiale - sunt investitii strategice pe termen lung și sunt înregistrate la costul istoric, diminuat
cu orice ajustări pentru depreciere recunoscute ca o cheltuială în perioada în care deprecierea este
identificată. Principalii indicatori considerați pentru identificarea deprecierii sunt performanța curentă și
prognozată a subsidiarei, în contextul industriei în care aceasta operează. La recunoașterea inițială, costul
investiției este măsurat la valoarea justă a contraprestației transferate, care include valoarea justă a
oricărei contraprestații amânate La 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024, investițiile constau în
subsidiare controlate integral.
(ii) Clasificarea și evaluarea ulterioară
Active financiare
La recunoașterea inițială un activ financiar este clasificat intr-unul dintre urmatoarele modele de afaceri:
detinut in scopul de a colecta fluxuri de numerar contractuale, detinut in scopul de a colecta fluxuri de
numerar contractuale si in scopul vanzarii sau altele.
Activele financiare nu sunt reclasificate după recunoașterea lor inițială, cu excepția cazului în care
Societatea își modifică modelul de afaceri pentru gestionarea activelor financiare, caz în care toate
activele financiare afectate sunt reclasificate în prima zi a primei perioade de raportare urmatoare
modificării modelului de afaceri.
Un activ financiar este clasificat ca fiind detinut in scopul colectarii fluxurilor de numerar contractuale si
evaluat la cost amortizat daca îndeplineste următoarele două condiții:
•
este deținut in cadrul unui model de afaceri al cărui obiectiv este de a deține active in scopul
colectarii fluxuril or de numerar contractuale; și
•
termenii săi contractuali dau naștere, la anumite date, fluxuri lor de numerar care sunt exclusiv
plati ale principalului și ale dobânzii aferente valorii principalului datorat.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
34
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Toate activele financiare ale Societatii sunt clasificate ca deținute în vederea colectării și dau naștere
intrării fluxurilor de numerar exclusiv pentru plata dobânzii și principalului.
Activele financiare evaluate la cost amortizat sunt evaluate ulterior la cost amortizat utilizand metoda
dobânzii efective. Costul amortizat este diminuat cu pierderi din depreciere. Veniturile din dobânzi,
câstigurile si pierderile din diferențe de curs valutar și pierderile din depreciere sunt recunoscute în profit
sau pierdere. Orice câștig sau pierdere care rezulta din derecunoaștere este recunoscut(ă) în profit sau
pierdere.
Datorii financiare – Clasificare, evaluare ulterioară și câștiguri sau pierderi
Datoriile financiare sunt clasificate ca datorii financiare evaluate la cost amortizat utilizând metoda
dobânzii efective. Cheltuielile cu dobânzi și câștigurile sau pierderile din diferențe de curs valutar sunt
recunoscute in profit sau pierdere. Orice câștig sau pierdere care rezulta din derecunoaștere este
recunoscut(ă) în profit sau pierdere.
(iii) Derecunoaștere
Active financiare
Societatea derecunoaște un activ financiar atunci atunci cand:
• drepturile contractuale asupra fluxurilor de numerar care decurg din activul financiar expira, sau
• transferă drepturile contractuale de a primi fluxurile de numerar intr-o tranzacție în care:
o sunt transferate majoritatea riscurilor și beneficiilor aferente dreptului de
proprietate asupra activului financiar, sau
o Societatea nu transfera si nici nu pastreză majoritatea riscuril or și beneficiilor aferente
dreptului de proprietate, și nu păstrează controlul asupra activului financiar.
Datorii financiare
Societatea derecunoaște o datorie financiară atunci când obligațiile specificate in contract sunt stinse sau
anulate sau expiră. De asemenea, Societatea derecunoaște o datorie financiară atunci când termenii
contractului sunt modificati și fluxurile de numerar ale datoriei modificate difera in mod semnificativ, caz
în care o noua datorie financiară este recunoscută la valoarea justă pe baza termenilor contractuali
modificati.
La derecunoașterea unei datorii financiare, diferența dintre valoarea contabilă stinsa și contravaloarea
platita (inclusiv orice active nemonetare transferate sau datorii asumate) este recunoscută în profit sau
pierdere.
(iv) Compensare
Activele financiare și datoriile financiare sunt compensate si valoarea netă prezentată în situația poziției
financiare atunci si numai atunci când Societatea are un drept legal curent de a compensa sumele și
intenționează fie să le deconteze pe o bază netă, fie să realizeze activul și să deconteze datoria simultan.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
35
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(a) Depreciere
(i)
Active financiare
Societatea recunoaște pierderile de credit așteptate pe durata acestora (ECL) aferente investițiilor în
instrumente de datorie care sunt evaluate la cost amortizat sau la valoarea justă prin alte elemente ale
rezultatului global. Valoarea pierderilor așteptate este actualizată la fiecare dată de raportare pentru a
reflecta modificările riscului de credit de la recunoașterea inițială a instrumentului financiar.
Societatea recunoaște întotdeauna pierderi așteptate pe durata de viață pentru creanțele comerciale.
Pierderile așteptate aferente acestor active financiare sunt estimate utilizând o matrice de provizionare
(provision matrix) bazată pe experiența istorică a Societății privind pierderile de credit, ajustată pentru
factori specifici debitorilor, condițiile economice generale și o evaluare atât a situației curente, cât și a
direcției preconizate a evoluției acestora la data raportării, incluzând valoarea în timp a banilor, acolo
unde este cazul. Societatea recunoaște ajustări ECL aferente și activelor din contracte.
Societatea măsoară ajustarile pentru pierderi la un nivel egal cu pierderile așteptate pe durata de viață
(Nota 30).
La evaluarea unei creșteri semnificative a riscului de credit și la estimarea ECL, Societatea utilizează
informații rezonabile și justificabile, relevante și disponibile fără costuri sau eforturi excesive, incluzând
atât date cantitative, cât și calitative, precum și informații cu caracter prospectiv.
Societatea consideră că riscul de credit aferent unui activ financiar a crescut semnificativ dacă acesta
înregistrează o întârziere de peste 90 de zile.
Societatea consideră ca un activ financiar prezinta riscul de neindeplinire a obligatiilor atunci când:
•
este improbabil ca debitorul să își plateasca integral obligațiile fata de Societate, fără a recurge
la acțiuni precum executarea garanției (dacă exista); sau
•
activul financiar este restant de mai mult de 180 de zile.
Indiferent de analiza de mai sus, Societatea consideră că a intervenit intrarea în neplată atunci când un
activ financiar înregistrează o întârziere de peste 180 de zile, cu excepția situației în care Societatea deține
informații rezonabile și justificabile care demonstrează că un criteriu de intrare în neplată stabilit la un
termen mai lung este mai adecvat.
Pierderile din credite așteptate pe durata de viață reprezintă pierderile din credite așteptate care rezultă
din toate evenimentele posibile de neplată pe parcursul duratei de viață estimate a unui instrument
financiar.
Perioada maximă luată în considerare la estimarea pierderilor din credite așteptate este perioada
contractuală maximă pe durata căreia Grupul este expus la riscul de credit.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
36
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Evaluarea ECL
ECL reprezinta o estimare a pierderilor din credit ponderata cu probabilitatile. Pierderile din credit sunt
evaluate la valoarea actualizata a tuturor deficitelor de numerar (adica diferenta dintre fluxurile de
numerar datorate Societatii in conformitate cu contractul si fluxurile de numerar pe care Societatea se
asteapta sa le primeasca).
Active financiare depreciate ca urmare a riscului de credit
La fiecare dată de raportare, Societatea analizează dacă activele financiare evaluate la cost amortizat sunt
depreciate ca urmare a riscului de credit. Un activ financiar este depreciat ca urmare a riscului de credit
atunci când au avut loc unul sau mai mu lte evenimente care au un impact negativ asupra fluxurilor de
numerar viitoare estimate ale activului financiar.
Dovezile că un activ financiar este depreciate ca urmare a riscului de credit includ date observabile cu
privire la următoarele evenimente:
• dificultatea financiară semnificativă a debitorului;
• o încalcare a contractului, de exemplu neîndeplinirea obligațiilor sau o intarziere a platii cu mai
mult de 180 de zile;
• restructurarea unui imprumut sau a unui avans de catre Societate în condiții pe care altfel
Societatea nu le-ar lua în considerare; sau
• este probabil că debitorul sa intre în faliment sau în altă formă de reorganizare financiară.
Prezentarea ajustărilor pentru ECL în situația poziției financiare
Ajustările pentru pierdere aferente activelor financiare evaluate la costul amortizat sunt deduse din
valoarea contabilă brută a activelor.
Derecunoasterea activelor financiare
Valoarea contabilă brută a unui activ financiar este derecunoscuta atunci cand Societatea nu are asteptari
rezonabile de recuperare integrala sau partiala a activului.
(ii)
Active nefinanciare
La fiecare dată de raportare, Societatea revizuiește valorile contabile ale activelor sale nefinanciare (altele
decât stocurile, activele aferente contractelor cu clientii și creanțele privind impozitul amânat) pentru a
determina dacă există vreun indiciu de depreciere. Dacă există un astfel de indiciu, atunci se estimează
valoarea recuperabilă a activului.
Pentru testul de depreciere activele sunt grupate la nivelul celui mai mic grup de active care generează
intrari de numerar din utilizarea continua, care sunt în mare măsură independente de intrarile de numerar
ale altor active sau CGU, in conformitate cu rationamentul descris în Nota 5 a3).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
37
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Valoarea recuperabilă a unui activ sau a unei CGU reprezinta cea mai mare valoare dintre valoarea sa de
utilizare și valoarea sa justă mai putin costurile asociate cedarii. Valoarea de utilizare se bazeaza pe
fluxurile de numerar viitoare estimate, prezentate la valoarea lor actualizata, utilizând o rată de
actualizare înainte de impozitare care reflectă evaluările curente de piata cu privire la valoarea în timp a
banilor și riscurile specifice activului sau CGU.
O pierdere din depreciere este recunoscută daca valoarea contabilă a unui activ sau a unei CGU depășeste
valoarea sa recuperabilă.
Pierderile din depreciere sunt recunoscute în profit sau pierdere, cu excepția imobilizărilor corporale
contabilizate la valoarea reevaluată, in cazul carora pierderea din depreciere este recunoscută în alte
elemente ale rezultatului global și reduce rezerva din reevaluare in cadrul capitalurilor proprii în măsura
în care aceasta reia o creștere din reevaluare anterioara aferenta aceluiasi activ.
Reversarea este limitată astfel încât valoarea contabilă a activului să nu depășească valoarea sa
recuperabilă și nici valoarea contabilă care ar fi fost determinată, netă de amortizare, dacă nu ar fi fost
recunoscută o pierdere din depreciere în anii anteriori. O astfel de reversare este recunoscută în contul
de profit sau pierdere, cu excepția situației în care activul este prezentat la valoare reevaluată; în acest
caz, reversarea este tratată ca o creștere din reevaluare.
(b) Capitalul social
Societatea recunoaște modificările in capitalul social în conformitate cu legislația aplicabila și după
aprobarea lor de către Adunarea Generală a Acționarilor și înregistrarea la Registrul Comerțului.
Până la 31 decembrie 2003, capitalul social statutar în termeni nominali a fost retratat în conformitate cu
IAS 29 "Raportarea financiară în economiile hiperinflaționiste" printr-o ajustare corespunzătoare a
rezultatului reportat.
Acțiuni ordinare
Costurile incrementale direct atribuibile emisiunii de acțiuni ordinare sunt recunoscute ca o diminuare a
capitalurilor proprii. Impozitul pe profit aferent costurilor de tranzacție ale unei tranzactii cu capitaluri
proprii este contabilizat in conformitate cu IAS 12 (a se vedea Nota 7 (f)).
(c) Patrimoniul public
Patrimoniul public reprezinta valoarea activelor care apartin domeniului public si care au fost finantate
din surse bugetare (fonduri publice). Valoarea finantata din surse bugetare a acestor active este
recunoscuta initial in venituri in avans, si ulterior drept element asimilat capitalurilor proprii in patrimoniul
public la momentul receptionarii si punerii in functiune a activelor. Conform HG 1705/2006, aceste active
vor fi transferate in inventarul institutiilor din a caror surse au fost finantate, dupa finalizarea duratei de
viata economica, in baza unui act normativ adoptat in acest sens. Conform OMFP 2844/2016, entitatile
care nu au finalizat procedurile legale de transfer al bunurilor de natura patrimoniului public, le
evidentiaza separat in capitalurile proprii, in conturi de elemente asimilate capitalului.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
38
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(d) Dividende
Dividendele sunt recunoscute ca o deducere din capitalurile proprii în perioada în care distribuirea lor este
aprobata și sunt recunoscute ca datorie în măsura în care sunt neplatite la data de raportare. Dividendele
sunt prezentate în Notele la situațiile financiare atunci când distribuirea lor este propusă după data de
raportare și înainte de data emiterii situațiilor financiare.
(e) Provizioane
Un provizion este recunoscut in cazul in care, ca urmare a unui eveniment anterior, Societatea are o
obligatie curenta, legala sau implicita, care poate fi estimata in mod credibil si este probabil ca pentru
decontarea obligatiei sa fie necesara o iesire de resurse incorporand beneficii economice. Provizioanele
sunt determinate prin actualizarea fluxurilor de numerar viitoare preconizate utilizând o rată de
actualizare înainte de impozitare care reflecta evaluările curente de piața cu privire la valoarea în timp a
banilor și la riscurile specifice datoriei. Reluarea actualizării este recunoscută in cheltuieli financiare.
Provizioane de dezafectare
Un provizion de dezafectare în legatură cu activele hidroenergetice abandonate sau trecute in post-
utilizare și cheltuielile aferente sunt recunoscute atunci când conducerea a luat decizia de a abandona un
activ sau de a trece un activ in post-utilizare sau când Societatea nu are o alternativă realistă, cu exceptia
abandonarii sau trecerii in post-utilizare a unui activ înainte de sfarșitul perioadei de concesiune (a se
vedea Nota 5 a4)).
Ulterior evaluării inițiale, obligația este evaluata la sfârșitul fiecărei perioade de raportare pentru a
reflecta valoarea în timp a banilor și orice modificări ale fluxurilor de numerar viitoare estimate care stau
la baza obligației. Creșterea provizionului datorată valorii în timp a banilor este recunoscută in cheltuieli
financiare, în timp ce modificările fluxurilor de numerar viitoare estimate sunt recunoscute in cheltuieli
de exploatare.
Societatea recunoaște un provizion de dezafectare in corespondenta cu imobilizările corporale cu privire
la dezafectarea turbinelor eoliene. Obligația este evaluată la sfârșitul fiecărei perioade de raportare
pentru a reflecta valoarea în timp a banilor și orice modificări ale fluxurilor de numerar viitoare estimate
care stau la baza obligației. Modificarea provizionului datorată valorii în timp a banilor este recunoscută
in cheltuieli financiare, în timp ce modificările fluxurilor de numerar viitoare estimate sunt recunoscute în
imobilizări corporale.
(f) Active contingente si datorii contingente
O datorie contingenta este:
a) o obligație potențială apărută ca urmare a unor evenimente anterioare și a cărei existență va fi
confirmată doar de apariția sau neapariția unuia sau mai multor evenimente viitoare incerte, care
nu sunt în totalitate controlate de Societate; sau
b) o obligație curentă aparută ca urmare a unor evenimente anterioare, dar care nu este recunoscută
deoarece:
i.nu este probabil ca vor fi necesare iețiri de resurse care sa incorporeze beneficii economice
pentru decontarea acestei obligației; sau
ii.valoarea obligației nu poate fi evaluată suficient de credibil.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
39
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Datoriile contingente nu sunt recunoscute în situațiile financiare, ci sunt prezentate în Note, cu excepția
cazului în care posibilitatea unei ieșiri de resurse care incorporeaza beneficii economice este indepartata.
Un activ contingent este un activ potențial care apare ca urmare a unor evenimente anterioare și a cărui
existență va fi confirmată doar de apariția sau neapariția unuia sau mai multor evenimente viitoare
incerte, care nu sunt în totalitate controlate de Societate.
Un activ contingent nu este recunoscut în situațiile financiare, cu excepția cazului în care este aproape
sigur. Activele contingente sunt prezentate in Note numai atunci când o intrare de beneficii economice
este considerată probabilă.
(g) Incertitudini privind tratamentele fiscale
Societatea aplica IFRIC 23 “Incertitudini legate de tratamente fiscale” pentru contabilizarea
incertitudinilor legate de impozitul pe profit.
Un „tratament fiscal incert” este un tratament fiscal legat de impozitul pe profit pentru care exista
incertitudini cu privire la faptul ca autoritatea fiscala relevanta il va accepta in baza legislatiei fiscale.
Prezenta unui tratament fiscal incert depinde atat de pozitia specifica a unei entitati, cat si de legislatia
fiscala aplicabila. Prin urmare, tratamentele fiscale incerte apar adesea atunci cand legea fiscala aplicabila
este neclara sau nu este inteleasa in mod consecvent.
Daca exista incertitudini cu privire la tratament fiscal legat de impozitul pe profit, atunci Societatea ia in
considerare daca este probabil (mai mult probabil decat improbabil) ca o autoritate fiscala sa accepte
tratamentul fiscal inclus sau planificat sa fie inclus in declaratia fiscala a Societatii.
Societatea reflecta efectul incertitudinii cu privire la un tratament fiscal in masurarea impozitului pe profit
curent si amanat, dupa cum urmeaza:
• Este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal al Societatii: daca Societatea
concluzioneaza ca este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal, atunci Societatea
masoara impozitul pe profit curent si amanat in concordanta cu tratamentul fiscal utilizat sau
planificat sa fie utilizat pentru intocmirea si depunerea declaratiei fiscale.
• Este putin probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal al Societatii: daca Societatea
concluzioneaza ca nu este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal, atunci acesta
reflecta efectul acelei incertitudini fiscale in determinarea profitului impozabil (sau a pierderii fiscale),
bazei de impozitare, a pierderilor fiscale neutilizate, a creditelor fiscale neutilizate si a ratelor de
impozitare determinate de aplicarea prezentei interpretari. Pentru a face acest lucru, Societatea
foloseste fie metoda celei mai probabile valori, fie metoda valorii preconizate - oricare dintre acestea
preconizeaza mai bine determinarea incertitudinii.
Incertitudinile legate de alte taxe care nu sunt impozite pe profit (de exemplu, taxa pe valoarea adaugata
sau taxe in scopul IFRIC 21 “Cotizatii”) sunt recunoscute si masurate in conformitate cu IAS 37
“Provizioane, datorii contingente si active contingente”, cu exceptia cazului in care sunt tratate in mod
specific intr-un alt standard (de exemplu IAS 19 “Beneficiile angajaților” pentru contributiile la asigurari
sociale).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
40
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Incertitudinile privind valoarea care va fi recunoscuta ca provizion sunt tratate prin mijloace diferite, in
functie de imprejurari. In cazul in care provizionul in curs de evaluare implica o gama larga de elemente,
obligatia este estimata prin ponderarea tuturor rezultatelor posibile in functie de probabilitatile lor.
Aceasta metoda statistica de evaluare este denumita „valoare preconizata”. Prin urmare, provizionul va fi
diferit in functie de probabilitatea pierderii unei anumite sume. In cazul in care exista un interval continuu
de rezultate posibile si probabilitatile de realizare ale fiecaruia sunt egale, se utilizeaza punctul de la
mijlocul intervalului.
In cazul in care este evaluata o singura obligatie, rezultatul individual cel mai probabil poate constitui cea
mai buna estimare a datoriei. Cu toate acestea, chiar si intr-un astfel de caz, entitatea ia in considerare si
alte rezultate posibile. In cazul in care alte rezultate posibile sunt, in cea mai mare parte, fie mai mari, fie
mai mici decat rezultatul cel mai probabil, cea mai buna estimare va fi o suma mai mare sau mai mica.
(h) Leasing
La inițierea unui contract, Societatea evaluează dacă acel contract este sau contine un contract de leasing.
Un contract este, sau conține, un contract de leasing dacă acel contract acorda dreptul de a controla
utilizarea unui activ identificat pentru o anumită perioadă de timp în schimbul unei contraprestatii.
In calitate de locatar
La data începerii derularii sau la modificarea unui contract care contine o componenta de leasing,
Societatea alocă contravaloarea din contract fiecărei componente de leasing pe baza prețu rilor
individuale relative.
Societatea recunoaște un activ aferent dreptului de utilizare și o datorie de leasing la data începerii
derularii contractului de leasing. Activul aferent dreptului de utilizare este evaluat inițial la cost, care
include valoarea inițială a datoriei de leasing, ajustată cu orice plăți de leasing efectuate la data sau înainte
de data începerii derulării, plus orice costuri directe suportate, minus orice stimulente primite în cadrul
contractului de leasing.
Activul aferent dreptului de utilizare este ulterior amortizat utilizand metoda liniara de la data inceperii
pana la sfarsitul perioadei de leasing, cu excepția cazului în care contractul de leasing transferă dreptul de
proprietate asupra activului suport catre Societate pana la sfarsitul perioadei de leasing sau costul
activului aferent dreptului de utilizare reflectă faptul că Societatea va exercita o opțiune de cumpărare. În
acest caz activul aferent dreptului de utilizare va fi amortizat pe durata de viață utilă a activului suport,
care este determinată similar imobilizărilor corporale. In plus, activul aferent dreptului de utilizare este
diminuat periodic cu pierderi din depreciere, dacă exista, și ajustat pentru anumite reevaluări ale datoriei
care decurge din contractul de leasing.
Datoria care decurge din contractul de leasing este evaluata inițial la valoarea actualizată a plăților de
leasing care nu sunt achitate la data începerii derulării contractului, actualizate utilizând rata dobânzii
implicită în contractul de leasing sau, dacă această rată nu poate fi determinata imediat, rata marginală
de împrumut a Societatii. In general, Societatea utilizeaza rata marginala de imprumut ca rata de
actualizare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
41
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Societatea isi determină rata marginală de împrumut prin obtinerea ratelor dobanzii din diferite surse de
finantare externe si isi face anumite ajustari pentru a reflecta termenii contractului de leasing și tipul
activului suport.
Plățile de leasing incluse în evaluarea datoriei care decurge din contractul de leasing cuprind urmatoarele:
• plăți fixe de leasing, inclusiv plăți fixe în fond;
• plăți variabile de leasing care depind de un indice sau de o rată, evaluate inițial utilizand indicele
sau rata de la data începerii derulării contractului;
• sumele preconizate a fi plătite în baza unor garanții aferente valorii reziduale; si
• prețul de exercitare al unei opțiuni de cumpărare dacă Societatea are certitudinea rezonabilă că
o va exercita, plăți de leasing aferente unei perioade de prelungire optională dacă Societatea are
certitudinea rezonabilă că va exercita opțiunea de prelungire si penalități de reziliere a
contractului de leasing, cu exceptia cazului in care Societatea are certitudinea rezonabilă că nu va
rezilia contractul de leasing.
Datoria care decurge din contractul de leasing este evaluată la cost amortizat utilizând metoda dobânzii
efective. Datoria este reevaluată atunci când are loc o modificare a plăților de leasing viitoare care rezultă
dintr-o schimbare a unui indice sau a unei rate, daca are loc o modificare a estimă rii Societatii cu privire
la sumele care se preconizează ca vor fi datorate în conformitate cu garanția aferentă valorii reziduale,
daca Societatea își modifică evaluarea privind probabilitatea exercitării unei opțiuni de cumpărare,
extindere sau reziliere sau daca are loc o revizuire a unei plăți de leasing fixe în fond.
Atunci când datoria care decurge din contractul de leasing este reevaluată in acest mod, se efectueaza o
ajustare corespunzatoare a valorii contabile a activului aferent dreptului de utilizare sau reevaluarea este
inregistrata in profit sau pierdere dacă valoarea contabilă a activului aferent dreptului de utilizare a fost
redusă la zero.
Societatea prezintă activele aferente dreptului de utilizare în Imobilizări corporale în situația poziției
financiare.
Contracte de leasing pe termen scurt și contracte de leasing in care activul suport are o valoare mică
Societatea a ales să nu recunoasca activele aferente dreptului de utilizare și datori ile care decurg din
contractul de leasing pentru contractele de leasing pe termen scurt (cu o durată de leasing de cel mult 12
luni) și contractele de leasing ȋn care activul suport are o valoare mică (mai mică decâ t echivalentul a 5.000
USD). Societatea recunoaște plățile de leasing asociate acestor contracte de leasing ȋn cheltuieli de
exploatare utilizând o bază liniară pe durata contractului de leasing.
(i) Subvenții guvernamentale
Subvențiile guvernamentale aferente activelor sunt recunoscute iniţial ca venituri înregistrate în avans la
valoarea justă atunci când există siguranţa rezonabilă că acestea vor fi primite și că Societatea va respecta
condițiile atașate subven ţiei. Subvențiile aferente activelor sunt recunoscute în profit sau pierdere in alte
venituri pe o bază sistematică pe durata de viaţă utilă a activelor.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
42
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Subvențiile aferente veniturilor, care compensează Societatea pentru cheltuielile efectuate, sunt
recunoscute în profit sau pierdere in Alte venituri pe o baza sistematica in perioadele in care sunt
recunoscute cheltuielile, cu excepția cazului în care condițiile primirii subvenției sunt îndeplinite după
recunoasterea cheltuielilor aferente. În acest caz, subvenția este recunoscută atunci când devine
incasabilă.
Pentru subvențiile aferente certificatelor verzi, a se vedea Nota 7 (i).
(j) Raportare pe segmente
Rezultatele obtinute pe segmente, care sunt raportate catre Directorat si Consiliul de Supraveghere includ
elemente atat direct atribuibile unui segment, precum si elemente care pot fi alocate pe o baza rezonabila.
(k) Evenimente ulterioare
Evenimentele care au loc dupa data de raportare și pana la data la care aceste situatii financiare au fost
autorizate pentru emitere, care ofera informații suplimentare despre condițiile care existau la data de
raportare (evenimente care conduc la ajustarea situațiilor financiare) sunt reflectate în aceste situații
financiare. Evenimentele care au avut loc dupa data de raportare pana la data la care aceste situatii
financiare au fost autorizate pentru emitere, care ofera informatii despre evenimentele care au loc dupa
data de raportare (evenimente care nu conduc la ajustarea situațiilor financiare), atunci cand sunt
semnificative, sunt prezentate în Notele explicative la situațiile financiare.
(l) Estimarea valorii juste
“Valoarea justă” este prețul care ar fi incasat pentru vânzarea unui activ sau plătit pentru transferul unei
datorii într-o tranzacție normala între participanții pe piata la data evaluarii, pe piața principală sau, în
absenta acesteia, pe piata cea mai avantajoasă la care Societatea are acces la acea dată. Valoarea justă a
unei datorii reflectă riscul de neperformanță al acesteia.
Un număr de politici contabile și prezentari de informatii ale Societatii necesită evaluarea valorilor juste
pentru active și datorii financiare și active nefinanciare (a se vedea Nota 5 (b)).
Societatea evalueaza valoarea justă a unui instrument utilizand prețul cotat pe o piață activă pentru acel
instrument, atunci cand este disponibil. O piață este considerată "activă" dacă tranzacțiile cu activul sau
datoria au loc cu o frecvență și la un volum suficiente pentru a oferi informații de preț in mod constant.
Dacă nu există niciun preț cotat pe o piață activă, atunci când Societatea utilizează tehnici de evaluare
care maximizează utilizarea datelor de intrare observabile relevante și se minimizeaza utilizarea datelor
de intrare neobservabile. Tehnica de evaluare aleasă incorporează toţi factorii pe care participanții pe
piaţ a i-ar lua in considerare ȋ n evaluarea unei tranzacții.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
43
8. MODIFICARI ALE POLITICILOR CONTABILE
Politicile contabile aplicate in aceste situatii financiare individuale sunt aceleasi cu cele aplicate in situațiile
financiare individuale ale Societatii la data si pentru anul financiar incheiat la 31 decembrie 2024.
9. COMPARATIVE
Situațiile financiare individuale sunt prezentate pe o bază comparativă cu situațiile financiare
individuale ale anului precedent.
10. SEGMENTE OPERATIONALE
A. Bazele segmentarii
Societatea a identificat doua segmente raportabile pe baza licentelor de operare detinute – producerea
de energie electrica și furnizarea de energie electrică.
Tabelul urmator descrie activitatile fiecărui segment raportabil:
Segment raportabil
Activitati
Producerea de energie
electrica
Producerea de energie electrică prin exploatarea hidrocentralelor,
microhidrocentralor si turbinelor eoliene, prestarea de servicii de sistem catre
operatorul de sistem (punerea la dispozitie a unei capacitati de productie
agreate pentru nevoile de echilibrare ale sistemului energetic).
Energie electrica produsa este vândută în principal furnizorilor de energie
electrică și entităților care comercializeaza energie electrică pe piata angro de
energie electrica, precum si furnizata consumatorilor finali prin intermediul
segmentului de furnizare a energiei electrice.
Furnizarea de energie
electrica
Furnizarea de energie electrică consumatorilor finali non-casnici și casnici.
Energia electrica furnizata consumatorilor finali este produsa, in principal, de
segmentul de producere a energiei electrice, iar in cazul in care exista un
deficit, acesta este acoperit prin achizitii de energie electrica spot sau forward.
Directoratul Societății revizuiește rapoartele de management ale fiecărui segment. Profitul înainte de
impozitare al segmentului este utilizat pentru a evalua performanța, deoarece conducerea consideră că
aceasta informație este una dintre cele mai relevante în evaluarea rezultatelor segmentelor.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
44
10. SEGMENTE OPERATIONALE (continuare)
B. Informatii despre segmentele operationale
Anul incheiat la
31 decembrie 2025
Producerea de
energie
electrica
Furnizarea de
energie electrica
Total segmente
raportabile
Altele
Eliminari intre
segmente
Total
Venituri externe
4.112.373.887
5.510.421.144
9.622.795.031
35.053.501
-
9.647.848.532
Venituri intre segmente
1.673.945.907
-
1.673.945.907
-
(1.673.945.907)
-
Venituri ale
segmentului
5.786.319.794
5.510.421.144
11.296.740.938
35.053.501
(1.673.945.907)
9.647.848.532
Profit inainte de
impozitare al
segmentului
2.936.202.840
944.186.296
3.880.389.136
35.053.501
-
3.915.442.637
Rezultat financiar net
188.679.627
41.166.060
229.845.687
-
-
229.845.687
Amortizarea
imobilizarilor
(870.446.020)
(1.492.004)
(871.938.024)
-
-
(871.938.024)
Pierderi din
deprecierea
imobilizarilor corporale
si necorporale, net
(99.462.374)
(748)
(99.463.122)
-
-
(99.463.122)
Energie electrica
achizitionata
(23.880.422)
(2.528.081.278)
(2.551.961.700)
-
1.640.603.395
(911.358.305)
Cheltuieli cu
certificatele verzi
-
(387.680.377)
(387.680.377)
-
33.342.512
(354.337.865)
Cheltuieli privind
beneficiile angajatilor
(750.718.731)
(27.766.663)
(778.485.394)
-
-
(778.485.394)
Apa uzinata
(444.764.067)
-
(444.764.067)
-
-
(444.764.067)
Taxa pentru
producatorii de energie
electrica
(122.721.182)
-
(122.721.182)
-
-
(122.721.182)
Transport si distributie
de energie electrica
(54.192.034)
(1.580.645.870)
(1.634.837.904)
-
-
(1.634.837.904)
Alte cheltuieli
(672.120.761)
(82.224.958)
(754.345.719)
-
-
(754.345.719)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
45
10. SEGMENTE OPERATIONALE (continuare)
Anul incheiat la
31 decembrie 2024
Producerea de
energie
electrica
Furnizarea de
energie electrica
Total segmente
raportabile
Altele
Eliminari intre
segmente
Total
Venituri externe
5.520.163.184
3.602.985.676
9.123.148.860
148.936.882
-
9.272.085.742
Venituri intre segmente
1.342.797.031
-
1.342.797.031
-
(1.342.797.031)
-
Venituri ale segmentului
6.862.960.215
3.602.985.676
10.465.945.891
148.936.882
(1.342.797.031)
9.272.085.742
Profit inainte de
impozitare al
segmentului
4.103.255.268
528.236.661
4.631.491.929
148.936.862
-
4.780.428.811
Rezultat financiar net
245.314.959
7.917.515
253.232.474
-
-
253.232.474
Amortizarea
imobilizarilor
(896.008.456)
(82.889)
(896.091.345)
-
-
(896.091.345)
Pierderi din deprecierea
imobilizarilor corporale si
necorporale, net
(39.493.787)
-
(39.493.787)
-
-
(39.493.787)
Energie electrica
achizitionata
(25.715.723)
(1.490.355.288)
(1.516.071.011)
-
1.307.222.944
(208.848.067)
Cheltuieli cu certificatele
verzi
-
(309.108.210)
(309.108.210)
-
35.574.087
(273.534.123)
Cheltuieli privind
beneficiile angajatilor
(650.722.043)
(25.832.863)
(676.554.906)
-
-
(676.554.906)
Apa uzinata
(517.805.427)
-
(517.805.427)
-
-
(517.805.427)
Taxa pentru producatorii
de energie electrica
(234.654.212)
-
(234.654.212)
-
-
(234.654.212)
Transport si distributie de
energie electrica
(64.394.869)
(1.163.997.341)
(1.228.392.210)
-
-
(1.228.392.210)
Alte cheltuieli
(575.163.352)
(94.351.976)
(669.515.328)
-
-
(669.515.328)
Alte cheltuieli includ urmatoarele pozitii din situatia de profit sau pierdere: Reparatii, întreținere,
materiale și consumabile, Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale si Alte cheltuieli de exploatare.
Segmentul de producere a energiei electrice include, de asemenea, serviciile de sistem si producerea de
energie electrica pentru echilibrarea sistemului, care sunt facturate operatorului de sistem, Transelectrica
SA (a se vedea detaliile in Nota 11).
Veniturile între segmente includ valoarea energiei electrice produsă și transferată în cadrul aceleiași
entități din portofoliul de producător (segmentul de producere a energiei electrice) în portofoliul de
furnizor (segmentul furnizare a energiei electrice) in suma de 1.616.722.973 RON in anul 2025 (2024:
1.271.354.516 RON). Veniturile între segmente sunt calculate in baza unei metodologii aprobate de
Directorat în anul 2021. Metodologia utilizată pentru calculul prețului de transfer între segmente are la
baza costul mediu de producere a energiei electrice în ultimele 12 luni încheiat cu 2 luni înainte de luna
de calcul, plus o marjă internă.
Cresterea veniturilor din segmentul de producere a energiei electrice în anul 2025, comparativ cu aceeași
perioadă din 2024, s-a datorat în principal cresterii pretului de vanzare per MWh si cresterii numarului de
clienti.
Toate veniturile sunt obținute in Romania.
Activele si datoriile totale pe segmente nu sunt incluse in rapoartele de management revizuite de către
Directorat.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
46
11. VENITURI
A. Venituri din contractele cu clienții
Societatea obț ine venituri din:
2025
2024
Vanzarea angro a energiei electrice
3.864.222.971
5.217.335.087
Furnizare de energie electrica consumatorilor finali (vanzarea cu
amanuntul)
5.510.421.144
3.602.985.676
Servicii de system
248.150.916
302.828.097
Total
9.622.795.031
9.123.148.860
Veniturile din energia electrica furnizata consumatorilor finali reflecta valoarea volumului de energie
furnizata, inclusiv dezechilibre pozitive, care are la baza citiri automate sau manuale ale contoarelor
efectuate de operatorii de distributie, auto-citiri raportate de consumatori sau estimări ale operatorilor
de distribuție privind energia electrică livrată până la finalul perioadei dacă citirile nu au fost încă
efectuate.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
47
11. VENITURI (continuare)
Majoritatea vanzarilor de energie cu amanuntul in anul incheiat la 31 decembrie 2025 este catre
consumatori non-casnici (aproximativ 64 % din volum, 63% in 2024), pentru care sunt efectuate citiri la
sfarsitul fiecarei luni, date transmise de catre operatorii de distributie. De asemenea, aproximativ 71%
(67% in 2024) din volumul furnizat consumatorilor casnici in anul 2025 este determinat pe baza citirilor
de contoare la sfarsitul perioadei, iar restul are la baza estimarea consumului. In consecinta, Societatea a
considerat ca riscul ajustarii veniturilor ulterior sfarsitului perioadei, care ar putea rezulta din diferenta
dintre citirile de contoare si volumele estimate, ar avea un impact limitat asupra situatiilor financiare.
În 2025, Societatea a produs 11.847 GWh (2024: 13.864 GWh) și a vândut 14.056 GWh (2024: 14.666
GWh). Din cantitatea totală vândută, 7.244 GWh au fost furnizati consumatorilor finali în 2025 (5.572 GWh
în 2024).
Societatea are contracte cu clientii pe perioade de pana la 12 luni.
Clientii care reprezinta individual mai mult de 10% din veniturile Societatii sunt dupa cum urmeaza:
• Transelectrica SA, operatorul sistemului de energie electrica - servicii de sistem si productie de
energie lectrica pentru echilibrarea sistemului (ultima inclusa in Vanzarea energiei electrice
produse) – 739.636.134 RON in 2025 (8%), 1.946.833.917 RON in 2024 (21%);
• OPCOM SA, operatorul pietei – vanzarea energiei electrice produse pe piata spot – 686.612.232
RON in 2025 (7%), 2.704.049.345 RON in 2024 (30%).
Momentul recunoasterii veniturilor:
2025
2024
Venituri recunoscute in timp
9.622.795.031
9.123.148.860
Total
9.622.795.031
9.123.148.860
B. Datorii aferente contractelor cu clientii
La 31 decembrie 2025, Societatea are datorii aferente contractelor cu clientii in suma de 48.391.638 RON
(31 decembrie 2024: 97.786.127 alte RON). Acestea reprezinta plati in avans ale clientilor pentru
obligatiile contractuale viitoare de livrare si furnizare a energiei electrice.
Datoriile aferente contractelor cu clientii la 31 decembrie 2024 în suma de 97.786.127 RON au fost
recunoscute la venituri în cursul anului 2025 (2024: 41.719.807 RON).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
48
12. ALTE VENITURI
2025
2024
Venituri din subventii
5.642.425
5.794.211
Despagubiri, amenzi si penalitati
884.077
126.282.247
Alte venituri
28.526.999
16.860.424
Total
35.053.501
148.936.882
În data de 2 aprilie 2024, prin decizia nr. 1852 a Înaltei Curți de Casație și Justiție, litigiul cu autorităţile
fiscale care a avut ca obiect anularea Deciziei de soluționare a contestației fiscale prealabile nr.
406/18.12.2014, anularea Deciziei de impunere nr. F-MC 851/21.01.2014, cu o valoare de 214.385.212
RON, precum si rambursarea sumei impuse, a fost soluționat definitiv în favoarea Hidroelectrica. În iulie
2024, sumele impuse au fost recuperate prin compensarea cu obligații fiscale aferente anului 2024. De
asemenea, Societatea a ȋncasat ȋn luna septembrie 2024 dobânzi fiscale de 122.842.704 RON, aferente
perioadei între executarea sumei impuse de către autorități și compensarea acesteia.
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE
A. Apa uzin ată
Apa uzinată reprezintă apa utilizată de hidrocentrale pentru a produce energie electrică. Tariful pentru
apa uzinată stabilit de către Administrația Națională Apele Române este de 37 RON per MWh (2024: 37
RON per MWh).
B. Energie electrică achiziționată
Societatea achiziționează energie electrică pentru echilibrarea deficitulului dintre energia electrică
contractată pentru vânzare ș i energia electrică efectiv produsă sau pentru necesităţile segmentului de
furnizare.
În 2025, Societatea a achiz iț ionat 2.209 GWh (2024: 802 GWh) pentru 911.358.305 RON (2024:
208.848.067 RON).
Creșterea achizițiilor de energie electrică în anul 2025 se datorează ȋn principal scaderii cantităţii de
energie electrică produsa, pe fondul conditiilor hidrologice nefavorabile, precum si a cresterii cantităţii de
energie electrică necesara segmentul de furnizare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
49
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE (continuare)
C. Transport si distribuție de energie electrică
2025
2024
Injecția energiei electrice produse in sistemul național
39.173.613
62.359.501
Distribuția energiei electrice furnizate
1.301.105.512
949.130.524
Transportul energiei electrice furnizate
294.558.779
216.902.185
Total
1.634.837.904
1.228.392.210
Tarifele pentru serviciile de distribuție si transport al energiei electrice sunt reglementate.
Creșterea costurilor de transport și distribuție energie electrica în anul 2025, comparative cu aceasi
perioada a anului 2024, este determinată de creșterea tarifelor reglementate începând cu 1 ianuarie 2025
și de creșterea volumului de energie livrată consumatorilor finali.
D. Certificate verzi
La 31 decembrie 2025, Societatea a înregistrat costuri în valoare de 354.337.865 RON (2025: 273.534.123
RON) reprezentând costul certificatelor verzi achiziționate pentru segmentul de furnizare, în baza
obligației legale de a cumpăra certificate verzi de la producătorii de energie din surse regenerabile, în
funcție de țintele sau cotele anuale stabilite prin lege, aplicabile cantității de energie electrică
achiziționate și furnizate consumatorilor finali.
E. Taxa pentru producatorii de energie electrica
Taxa pentru producătorii de energie electrică este calculată prin aplicarea procentului de 100% asupra
diferenței dintre prețul mediu net lunar de vânzare și prețul de 400 RON (450 RON pe MWh pana la 31
martie 2024).
Ȋn februarie 2025, Guvernul a emis o nouă Ordonanţă de Urgenţă (OUG nr. 6/27.02.2025) prin care se
prelungeste aplicabilitatea taxei cu o perioda de 3 luni pana la 30 iunie 2025. Ȋncepând cu data de 01
aprilie 2025, taxa pentru producătorii de energie este calculată prin aplicarea procentului de 80% (scazut
de la 100%) asupra diferenţei dintre preţul mediu net lunar de vânzare și preţul de 400 RON pe MWh.
Taxa ȋnregistrată de Grup in anul 2025 a fost in suma de 122.721.182 RON (2024: 234.654.212 RON).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
50
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE (continuare)
F. Alte cheltuieli de exploatare
2025
2024
Miscari in provizioane, net
21.511.010
25.863.081
Impozite si taxe locale
143.480.551
81.616.684
Paza
26.751.073
23.958.430
Sponsorizari
8.780.048
13.560.664
Servicii profesionale
16.216.399
11.575.992
Servicii in legatura cu constructiile abandonate
10.112.609
10.641.918
Contributia ANRE
9.719.571
12.243.581
Contributia la AMEPIP
8.648.942
11.266.739
Pierderi din penalizari
2.815.633
12.694.544
Pierdere la cedarea imobilizărilor corporale
2.448.872
5.489.339
Alte cheltuieli
130.749.812
89.325.258
Total
381.234.519
298.236.230
Creșterea taxelor locale față de anul precedent se datorează înregistrării taxei pe construcții speciale, în
valoare de 51.133.367 RON, taxă care a intrat în vigoare începând cu anul 2025.
Alte cheltuieli, în sumă de 130.749.812 RON, includ, printre altele cheltuieli cu licențe utilizate pentru o
perioadă mai mică de un an, în valoare de 22.572.612 RON, redevențe plătite Ministerului Energiei în
cadrul contractului de concesiune de servicii, în valoare de 6.360.539 RON, servicii prestate de terți, în
valoare de 19.769.499 RON, comisioane de management, în valoare de 8.866.834 RON.
G. Onorariu auditori
Remunerarea auditorului statutar, Ernst & Young Assurance Services SRL, pentru serviciile de audit
aferente anului 2025 (2024: KPMG Audit SRL) cat si onorariile aferente serviciilor non-audit sunt
următoarele:
2025 (EUR)
2024 (EUR)
Onorarii pentru auditarea situatiilor financiare individuale si consolidate
intocmite in conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 si a situatiilor financiare
consolidate intocmite in conformitate cu IFRS-EU
269.000
217.235
Onorarii pentru auidtarea situațiilor financiare individuale conform OMFP
1802/2014 ale Hidroserv SA
22.000
-
Total onorarii audit
291.000
217.235
Onorarii pentru servicii non-audit
167.000
129.859
Total onorarii
458.000
347.094
Serviciile non-audit includ revizuirea situatiilor financiare consolidate interimare simplificate, servicii de
asigurare limitata.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
51
14. REZULTATUL FINANCIAR
2025
2024
Venituri din dobânzi
271.083.441
327.958.055
Dividende
1.516.400
-
Alte venituri financiare
42.656.962
9.891.578
Venituri financiare
315.256.803
337.849.633
Cheltuieli cu dobânzile
(21.379.170)
(26.117.608)
Actualizarea provizioanelor pe termen lung
(65.869.790)
(58.476.191)
Castig sau (pierdere) din diferențe de curs valutar
1.837.844
(23.360)
Cheltuieli financiare
(85.411.116)
(84.617.159)
Rezultat financiar net
229.845.687
253.232.474
Scăderea veniturilor din dobânzi se datorează, în general, scăderii ratelor dobânzilor și scăderii depozitelor
pe parcursul perioadei, în compara ție cu anul 2024.
Creșterea înregistrată în alte venituri financiare, reprezintă penalități pentru plata cu întârziere generate
de creșterea numărului de clienți si modificarea comportamentului de plată al clienților.
15. REZULTATUL PE ACTIUNE
Calculul rezultatului pe actiune s-a bazat pe urmatorul profit atribuibil acționarilor ordinari și pe numărul
mediu ponderat de acțiuni ordinare în circulație:
2025
2024
Profit atribuibil actionarilor Societății
Profit net atribuibil actionarilor Societății
3.337.517.121
4.071.551.582
Profit atribuibil actionarilor ordinar
3.337.517.121
4.071.551.582
Numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare (de bază și diluate)
Actiuni ordinare emise la 1 ianuarie
449.802.567
449.802.567
Numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare la 31 decembrie
449.802.567
449.802.567
Rezultat pe actiune (de baza si diluat) RON/actiune
7,42
9,05
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
52
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Planuri de beneficii determinate
98.597.734
92.743.253
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
43.179.024
42.301.294
Salarii datorate
35.010.541
29.816.913
Contribuții la asigurarile sociale
24.958.836
24.166.439
Impozit pe salarii
4.402.379
4.265.390
Altele
6.952.180
3.090.625
Total
213.100.694
196.383.914
- Curente
87.070.447
79.929.776
- Pe termen lung
126.030.247
116.454.138
Portiunea curenta a beneficiilor angajatilor este dupa cum urmeaza:
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Planuri de beneficii determinate
11.787.842
11.398.343
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
6.119.476
7.994.265
Salarii datorate
35.010.541
29.816.913
Contributii la asigurarile sociale
24.958.836
24.166.439
Impozit pe salarii
4.402.379
4.265.390
Altele
4.791.373
2.288.426
Total
87.070.447
79.929.776
Beneficii post-angajare (planuri de beneficii determinate)
In conformitate cu Contractul Colectiv de Munca, Societatea ofera beneficii in numerar angajatilor la
pensionare in functie de vechimea in munca in cadrul Societatii, după cum urmeaza:
Beneficii la pensionare
Vechime in munca
Numar de salarii lunare de baza brute
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Pana la 10 ani
1
1
Intre 10 si 25 ani
3
3
Peste 25 de ani
6
6
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
53
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (continuare)
Beneficii în natură
De asemenea, in conformitate cu Contractul Colectiv de Munca, Societatea ofera beneficii în natură
constâ nd din energie electrică gratuită (în limita a 1.200 kWh anual) angajaților pensionati din cadrul
Societăț ii, sub rezerva indeplinirii anumitor conditii (cel putin 15 ani vechime cumulata in cadrul Societatii
sau altor societati din sectorul energiei electrice sau cel putin 10 ani consecutivi de vechime in astfel de
societati inainte de pensionare). In cazul decesului pensionarului, sotul supravietuitor / sotia
supravietuitoare are dreptul sa primeasca acelasi beneficiu pana la momentul recasatoriei sau decesului.
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
In conformitate cu Contractul Colectiv de Munca, Societatea ofera beneficii in numerar angajatilor in
functie de vechimea in munca in cadrul Societatii, dupa cum urmeaza:
Prime jubiliare
Vechime in munca
Numar salarii lunare de baza brute
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
20 ani
1
1
25 ani
2
2
30 ani
3
3
35 ani
4
4
40 ani
5
5
45 ani
6
6
(i) Modificarea datoriilor privind beneficiile determinate si altor beneficii pe termen lung ale angajatilor
Tabelele urmatoare prezinta reconcilierea dintre soldul initial si soldul final al datoriilor privind beneficiile
determinate si alte beneficii pe termen lung ale angajatilor si componentele acestora. Nu exista active ale
planurilor de beneficii.
Datorii privind beneficiile determinate
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
92.743.253
93.243.143
Incluse în profit sau pierdere
Costul vechimii curente
4.305.703
3.913.823
Costul dobânzii
6.361.644
5.129.144
Beneficii plătite
(4.394.260)
(7.896.343)
Incluse în alte elemente ale rezultatului global
Pierderi/(castiguri) actuariale
(418.606)
(1.646.514)
Sold la 31 decembrie
98.597.734
92.743.253
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
54
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (continuare)
Alte beneficii pe termen lung ale angajaților
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
42.301.294
41.085.875
Incluse în profit sau pierdere
Costul vechimii curente
2.273.103
2.153.738
Costul dobânzii
3.027.985
2.541.283
Pierderi/(castiguri) actuariale
6.690.903
6.417.101
Beneficii plătite
(11.114.261)
(9.896.703)
Sold la 31 decembrie
43.179.024
42.301.294
(ii) Ipoteze actuariale
Următoarele sunt principalele ipoteze actuariale la fiecare dată de raportare:
(a) Ipoteze macroeconomice:
• rata inflației utilizata la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 are la baza prognoza de inflatie
pentru RON a Bancii Nationale a Romaniei (BNR), dupa cum urmeaza:
Anul
Data evaluarii
31 decembrie
2025
Data evaluarii
31 decembrie 2024
2025
n/a
3,88%
2026
6,5%
3,33%
2027
3,07%
2,5%
2028 +
2,5%
2,5%
• rata de actualizare utilizata a fost obtinuta pe baza ratelor dobanzii pentru RON publicate de
Autoritatea Europeană de Asigurări și Pensii Ocupaționale (EIOPA), dupa cum urmeaza:
Anul
Data evaluarii
31 decembrie 2025
Data evaluarii
31 decembrie 2024
2025
n/a
6,671%
2026
6,111%
6,902%
2027
6,240%
7,074%
2028
6,365%
7,198%
2029 +
6,481% - 4,059% (in
medie 5,046%)
7,198% - 4,151% (in
medie 5,295%)
• creșterea prețului energiei electrice pe KWh în linie cu rata inflației. Prețul energiei electrice utilizat
în calculul actuarial este 1,0045 RON/KWh la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 0,833
RON/KWh);
• rata mortalitatii utilizata este rata publicata de Institutul National de Statistica pentru ultimii 10 ani
de la data evaluarii;
• taxele si contributiile la asigurari sociale sunt cele in vigoare la datele de raportare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
55
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (continuare)
(b) Ipoteze specifice Societăț ii
• rata de crestere a salariilor brute utilizata la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 este o rata
egala cu rata inflatiei in anii urmatori;
• rata de fluctuatie a personalului utilizata la 31 decembrie 2025 are la baza mediile anuale de
fluctuatie a angajatilor pentru ultimii 8 ani, diferentiate pe varsta si sex (31 decembrie 2024: media
ultimilor 8 ani). Rata medie ponderata de fluctuatie a angajatilor utilizata la 31 decembrie 2025 este
1,24% (31 decembrie 2024: 0,99%).
(iii) Analiza de senzitivitate
Ipotezele actuariale semnificative utilizate pentru determinarea obligatiilor privind beneficiile
determinate si altor beneficii pe termen lung ale angajatilor sunt rata de actualizare, cresterea salariala
preconizata si rata de fluctuatie a angajatilor. Analiza de senzitivitate de mai jos prezinta efectul asupra
datoriilor privind beneficiile angajatilor – crestere/(diminuare), si a fost determinata pe baza modificarilor
rezonabile ale ipotezelor respective la sfarsitul perioadelor de raportare, in timp ce alte ipoteze raman
constante.
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Crestere
Diminuare
Crestere
Diminuare
Rata de actualizare (100 pb)
(10.905.411)
12.735.759
(10.359.640)
12.102.339
Rata de fluctuatie a angajaților (100 pb)
(7.846.522)
5.836.523
(7.316.676)
4.459.459
Rata de creștere a salariului (100 pb)
7.029.050
(6.297.477)
6.414.534
(5.758.253)
Analiza de senzitivitate prezentata mai sus poate sa nu fie reprezentativa pentru modificarea efectiva a
obligatiei privind beneficiile, deoarece este putin probabil ca modificarile ipotezelor sa se produca
independent unele fata de altele, in timp ce anumite ipoteze pot fi corelate. In analiza de senzitivitate de
mai sus, valoarea actualizata a obligatiei privind beneficiile a fost calculata utilizand metoda unitatii de
credit proiectate la sfarsitul perioadei de raportare, care este aceeasi cu cea aplicata pentru calcularea
obligatiilor recunoscute in situatia pozitiei financiare.
Cheltuieli privind beneficiile angajaților
2025
2024
Numărul mediu de angajati
3.544
3.537
Număr de angajati la 31 decembrie
3.601
3.582
2025
2024
Salarii și alte retribuții
713.531.260
620.079.320
Contribuții la asigurări sociale
33.853.544
28.612.458
Tichete de masa
31.100.590
27.863.128
Total
778.485.394
676.554.906
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
56
17. IMPOZITUL PE PROFIT
La determinarea impozitului curent si amanat, Societatea ia in considerare impactul pozitiilor fiscale
incerte (a se vedea Nota 32). Aceasta evaluare se bazeaza pe estimari si ipoteze si poate implica o serie
de rationamente cu privire la evenimentele viitoare.
Societatea considera ca inregistrarile contabile pentru impozitul pe profit datorat sunt adecvate pentru
toti anii fiscali deschisi, pe baza evaluarii efectuate de conducere, luand in considerare diversi factori,
inclusiv interpretarea legislatiei fiscale si experienta anterioara. Informatii noi care sa determine
Societatea sa-si modifice rationamentele cu privire la adecvarea datoriilor fiscale existente pot deveni
disponibile; astfel de modificari ale datoriilor fiscale vor avea un impact asupra cheltuielii cu impozitul pe
profit in perioada in care este efectuata o astfel de determinare (Nota 32).
Creșterea datoriei privind impozitul pe profit cu suma de 118.585.013 RON față de 31 decembrie 2024, se
datorează creșterii impozitului pe profit de plată din trimestrul 4 datorită profitabilității ridicate a acestui
trimestru comparativ cu cel al perioadei precedente.
(a) Sume recunoscute în profit și pierdere
2025
2024
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent
640.379.514
751.244.170
Beneficiu privind impozitul pe profit amânat
(62.453.998)
(42.366.941)
Total
577.925.516
708.877.229
(b) Sume recunoscute in alte elemente ale rezultatului global
2025
2024
Inainte de
impozitare
Cheltuiala /
(beneficiu)
privind
impozitul
Net
Inainte de
impozitare
Cheltuiala /
(beneficiu)
privind
impozitul
Net
Elemente care nu vor fi reclasificate ulterior în profit sau pierdere
Ajustari ale rezervei
din reevaluare, net de
impozit
(510.200)
-
(510.200)
(770.110)
-
(770.110)
Modificari ale
obligatiilor privind
beneficiile
determinate
418.606
(66.978)
351.628
1.646.514
(263.441)
1.383.073
(91.594)
(66.978)
158.572
876.404
(263.441)
612.963
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
57
17. IMPOZITUL PE PROFIT(continuare)
(c) Reconcilierea ratei de impozitare efective
2025
2024
Profit înainte de impozitare
-
3.915.442.637
-
4.780.428.811
Impozit calculat prin utilizarea ratei de impozitare a
Societății
16%
626.470.822
16%
764.868.610
Impozitul minim global
0,0%
7.743.356
0,2%
8.116.947
Efectul fiscal al:
- Cheltuielilor nedeductibile
0,2%
6.300.394
0,4%
17.170.709
- Veniturilor neimpozabile
(0,0%)
(245.127)
(0,0%)
(2.371)
- Stimulentelor fiscale
(1,3%)
(68.346.785)
(1,7%)
(81.276.666)
- Diferente temporare nerecunoscute anterior
0.2%
6.002.856
-
-
Impozitul pe profit
15,0%
577.925.516
14,8%
708.877.229
În 2025 și 2024, stimulentele fiscale se referă la facilitatea fiscala pentru profitul reinvestit, stimulente
fiscale pentru capitaluri proprii pozitive si pentru creșterea capitalurilor proprii și sponsorizări acordate.
Conform Codului Fiscal, anumite rezerve din reevaluare sunt supuse impozitului pe profit la distribuirea
lor sub forma de dividende, daca rezervele din reevaluare au fost deduse fiscal anterior.
(d) Impozitul suplimentar minim global
Societatea se califică drept grup mare la nivel național și este supus impozitului suplimentar minim global
conform Legii nr. 431/2023. Legea transpune în legislația națională prevederile Directivei 2523/2022
privind asigurarea unui nivel minim de impozitare (“Directiva 2523”), Directiva care include liniile
directoare din pilonul doi al „Regulilor-model globale de combatere a erodării bazei impozabile”
(denumite “regulile GloBE”) emise de Cadrul incluziv al OCDE/G20 privind BEPS precum și a Ghidurilor
administrative privind regulile GloBE. Pentru anul 2025, Societatea a inregistrat o cheltuiala si o datorie
pe termen lung cu privire la impozitul suplimentar in valoare de 7.822.302 RON (2024: 8.195.893 RON).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
58
17. IMPOZITUL PE PROFIT(continuare)
(e) Mișcarea soldurilor impozitului amânat
Sold net la
1 ianuarie 2025
Recunoscut in
profit
sau pierdere
Recunoscut in alte
elemente ale
rezultatului global
Sold net la
31 decembrie
2025
Creante privind
impozitul amanat
Datorii privind
impozitul
amanat
Imobilizări corporale și
necorporale
1.701.633.004
(43.262.374)
-
1.658.370.630
-
1.658.370.630
Provizioane
(155.688.162)
(13.980.565)
-
(169.668.727)
(169.668.727)
-
Beneficiile angajaților
(21.607.129)
(1.144.132)
66.978
(22.684.283)
(22.684.283)
-
Datorii aferente
contractelor de leasing
(12.696.686)
(636.836)
-
(13.333.522)
(13.333.522)
-
Creante comerciale
(49.161.353)
(3.149.912)
-
(52.311.265)
(52.311.265)
-
Stocuri
(6.306.793)
(280.179)
-
(6.586.972)
(6.586.972)
-
Total datorii (creante)
privind impozitul
inainte de compensari
1.456.172.881
(62.453.998)
66.978
1.393.785.861
(264.584.769)
1.658.370.630
Impozit compensat
-
-
-
-
264.584.769
(264.584.769)
Datorii (creante) nete
privind impozitul
amanat
-
-
-
-
-
1.393.785.861
Sold net la
1 ianuarie 2024
Recunoscut in
profit
sau pierdere
Recunoscut in alte
elemente ale
rezultatului global
Sold net la
31 decembrie
2024
Creante privind
impozitul
amanat
Datorii privind
impozitul
amanat
Imobilizări corporale și
necorporale
1.732.736.184
(31.103.181)
-
1.701.633.004
-
1.701.633.004
Provizioane
(149.493.392)
(6.194.770)
-
(155.688.162)
(155.688.162)
-
Beneficiile angajaților
(21.492.642)
(377.928)
263.441
(21.607.129)
(21.607.129)
-
Datorii aferente
contractelor de leasing
(14.094.736)
1.398.050
-
(12.696.686)
(12.696.686)
-
Creante comerciale
(42.978.974)
(6.182.379)
-
(49.161.353)
(49.161.353)
-
Stocuri
(6.400.060)
93.267
-
(6.306.793)
(6.306.793)
-
Total datorii (creante)
privind impozitul inainte
de compensari
1.498.276.380
(42.366.941)
263.441
1.456.172.881
(245.460.123)
1.701.633.004
Impozit compensat
-
-
-
-
245.460.123
(245.460.123)
Datorii (creante) nete
privind impozitul
amanat
-
-
-
-
-
1.456.172.881
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
59
17. IMPOZITUL PE PROFIT(continuare)
f) Consecin țe potențiale asupra impozitului pe profit
Societatea poate avea consecinte potentiale asupra impozitului pe profit care pot rezulta din plata de
dividende catre actionari din rezerve din reevaluare transferate in rezultatul reportat care, in conformitate
cu legislatia fiscala, sunt impozitate in momentul schimbarii destinatiei, in masura in care au fost deduse
fiscal anterior. Astfel, distribuirea de dividende din astfel de rezerve va genera impozit pe profit
suplimentar. Societatea are astfel de rezerve transferate in rezultatul reportat la 31 decembrie 2025, care
in urma distribuirii ar genera impozit pe profit suplimentar pentru Societate in suma de 27.229.601 RON
(31 decembrie 2024: 18.836.539 RON).
Efectul fiscal potential al rezervelor din reevaluare impozabile la schimbarea destinatiei sau la distribuire
(la o rata de impozitare de 16%) care nu au fost inca transferate la rezultatul reportat este in suma de
346.537.747 RON la 31 decembrie 2025 (354.930.809 RON la 31 decembrie 2024).
18. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR SI NUMERAR RESTRICTIONAT
Numerar si echivalente de numerar
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Conturi bancare
813.656.635
975.938.522
Depozite bancare cu maturitate mai mica de 3 luni
-
379.648.372
Numerar în casă
71.906
87.645
Echivalente de numerar
2.415.208
848.701
Total
816.143.749
1.356.523.240
Numerar restrictionat
La 31 decembrie 2025, numerarul restricționat este compus din depozite colaterale pe termen lung, în
valoare de 23.057.471 RON (2024: 21.057.471 RON) constituite la Banca Comerciala Română pentru
emiterea de garanții bancare în favoarea OPCOM, aferente tranzacțiilor de pe Piata Zilei Urmatoare. În
perioada de valabilitate, Societatea nu are acces la acest depozit.
În plus, numerarul restricționat include depozite consemnate pentru plata dividendelor și numerar
consemnat pentru plata de despăgubiri care urmează a fi plătite pentru exproprieri.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
60
19. INVESTIȚII ÎN DEPOZITE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen
lung
Curente
Pe termen
lung
Depozite bancare cu scadenta mai mica de
1 an detinute in scop investitional
3.732.016.142
-
3.475.932.995
-
TOTAL
3.732.016.142
-
3.475.932.995
-
Depozitele bancare sunt depozite pe termen scurt cu scadente intre 3 si 12 luni detinute in scop
investitional si nu in scopul acoperirii angajamentelor de plata pe termen scurt. Rata medie a dobânzii la
depozitele la termen a fost 6,74% pe an în 2025 (2024: 5,89 %, pe an).
20. CREANȚE COMERCIALE
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Creanțe comerciale – segmentul de producere a energiei
electrice (angro)
284.312.314
415.677.082
Creanțe comerciale – segmentul de furnizare a energiei
electrice (cu amanuntul)
1.749.809.713
1.521.268.359
Ajustari pentru pierderi din depreciere
(336.428.858)
(304.111.389)
Total
1.697.693.169
1.632.834.052
Facturile de întocmit incluse în creanțele comerciale sunt în valoare brută de 685.870.552 RON la 31
decembrie 2025, reprezentând 34% din total creanțe comerciale brute (668.926.120 RON la 31 decembrie
2024, reprezentând 35% din total creanțe comerciale brute), din care 595.652.046 RON valoare brută se
referă la segmentul de furnizare a energiei electrice (2024: 420.887.122 RON).
Din soldul creantelor facturate la 31 decembrie 2025, 182.739.882 RON reprezinta creante esalonate la
plata (31 decembrie 2024: 333.509.906 RON).
Miscarea pierderilor din deprecierea creantelor comerciale este urmatoarea:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
304.111.389
235.879.050
Ajustări pentru pierderi din depreciere recunoscute
58.739.723
80.401.850
Ajustari pentru pierderi din depreciere utilizate
(2.623.286)
(964.504)
Ajustări pentru pierderi din depreciere reversate
(23.798.968)
(11.205.007)
Sold la 31 decembrie
336.428.858
304.111.389
Analiza pe vechimi a creanțelor comerciale este prezentată în Nota 30. Creanțele comerciale de incasat
de la părțile afiliate sunt prezentate în Nota 33.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
61
21. ALTE ACTIVE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen
lung
Plati efectuate in legatura cu tratamente
fiscale incerte
-
63.612.328
-
63.612.328
Avansuri pentru imobilizări
-
402.750.734
-
208.557.734
Cheltuieli în avans
54.620.972
-
13.844.591
-
Taxa pe valoarea adaugata de recuperat
901.646
-
551.335
-
Alte active
17.549.922
5.776.517
13.367.601
3.532.747
Ajustări pentru pierderi din deprecierea
altor active
(15.199.508)
-
(6.100.750)
-
Total
57.873.032
472.139.579
21.662.777
275.702.809
Mișcarea ajustărilor pentru pierderi din deprecierea altor active este urmatoarea:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
6.100.750
27.753.513
Ajustări pentru pierderi din depreciere recunoscute
9.098.758
-
Ajustari pentru pierderi din depreciere utilizate
-
(21.339.041)
Ajustări pentru pierderi din depreciere reversate
-
(313.722)
Sold la 31 decembrie
15.199.508
6.100.750
Plati efectuate in legatura cu tratamente fiscale incerte
Detalii privind plățile în legătură cu tratamente incerte sunt prezentate în cadrul Notei 32.1 a).
Societatea a recunoscut aceste plăți ca un activ în baza IFRIC 23 “Incertitudini legate de tratamentele
fiscal”, deoarece acestea vor fi rambursate dacă Societatea câștigă litigiul cu privire la existența datoriei
fiscale, fie vor fi utilizate pentru a plăti datoria în cazul pierderii litigiilor.
Plățile in avans pe termen lung reprezintă în principal avansurile plătite pentru contractul de
retehnologizare AHE Vidraru semnat în iunie 2024, soldurile comparative fiind reclasificate din plăți pe
termen scurt, după natura lor. În plus, la data de 31 decembrie 2025 Avansurile plătite includ si sumele
plătite în cadrul contractelor de retehnologizare a CHE Stejaru și stații de pompe Lotru, semnate in 2025.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
62
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE
Terenuri și
amenajari de
terenuri
Constructii și
instalatii speciale
Mașini,
echipamente și
alte Imobilizari
corporale
Imobilizări
corporale in curs
de executie
TOTAL
VALOARE CONTABILĂ BRUTĂ
Sold la 1 ianuarie 2024
500.750.815
16.317.530.457
2.869.904.350
4.244.098.888
23.932.284.510
Adiții
4.432.913
541.477
18.246.350
280.446.101
303.666.841
Transferuri din imobilizări corporale în
curs de executie
-
72.863.441
151.185.998
(224.049.439)
-
Ieșiri
-
(413.376)
(7.060.183)
(7.225.333)
(14.698.892)
Sold la 31 decembrie 2024
505.183.728
16.390.521.999
3.032.276.515
4.293.270.217
24.221.252.459
Sold la 1 ianuarie 2025
505.183.728
16.390.521.999
3.032.276.515
4.293.270.217
24.221.252.459
Adiții
4.543.373
1.475.050
445.513
595.004.261
601.468.197
Transferuri din imobilizări corporale în
curs de executie
-
69.868.200
90.703.619
(160.571.819)
-
Transferuri in imobilizari necorporale
-
-
-
(17.576.272)
(17.576.272)
Actualizare cheltuieli dezafectare
-
127.362
-
-
127.362
Ieșiri
(7.422.523)
(3.606.795)
(830.730)
(854.412)
(12.714.460)
Sold la 31 decembrie 2025
502.304.578
16.458.385.816
3.122.594.917
4.709.271.975
24.792.557.286
AMORTIZARE CUMULATA
Sold la 1 ianuarie 2024
1.427.990
22.136.235
6.324.001
-
29.888.226
Cheltuiala cu amortizarea
771.796
411.398.231
481.087.125
-
893.257.152
Amortizarea cumulată a ieșirilor
-
(5.448)
(6.261.991)
-
(6.267.439)
Sold la 31 decembrie 2024
2.199.786
433.529.018
481.149.135
-
916.877.939
Sold la 1 ianuarie 2025
2.199.786
433.529.018
481.149.135
-
916.877.939
Cheltuiala cu amortizarea
1.019.306
412.059.838
453.417.217
-
866.496.361
Amortizarea cumulată a ieșirilor
-
(1.093.925)
(344.883)
-
(1.438.808)
Sold la 31 decembrie 2025
3.219.092
844.494.931
934.221.469
-
1.781.935.492
PIERDERI DIN DEPRECIERE CUMULATE
Sold la 1 ianuarie 2024
-
-
-
3.578.781.450
3.578.781.450
Pierderi din depreciere
-
-
3.175
109.636.096
109.639.271
Reluarea pierderilor din depreciere
-
-
-
(70.111.224)
(70.111.224)
Sold la 31 decembrie 2024
-
-
3.175
3.618.306.322
3.618.309.497
Sold la 1 ianuarie 2025
-
-
3.175
3.618.306.322
3.618.309.497
Pierderi din depreciere
-
-
-
101.240.022
101.240.022
Reluarea pierderilor din depreciere
-
-
-
(1.918.667)
(1.918.667)
Sold la 31 decembrie 2025
-
-
3.175
3.717.627.677
3.717.630.852
VALOARE CONTABILĂ NETĂ
-
-
-
-
-
Sold la 1 ianuarie 2024
499.322.825
16.295.394.222
2.863.580.349
665.317.438
20.323.614.834
Sold la 31 decembrie 2024
502.983.942
15.956.992.981
2.551.124.205
674.963.895
19.686.065.023
Sold la 31 decembrie 2025
499.085.486
15.613.890.885
2.188.370.273
991.644.298
19.292.990.942
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
63
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Imobilizări corporale în funcțiune
Imobilizările corporale ale Societății includ in principal constructii speciale. respectiv centrale
hidroelectrice. statii de pompare. microhidrocentrale. ecluze. precum si hidroagregate. echipamente si
instalatii si turbine eoliene. Societatea exploateaza 188 centrale hidroeletrice cu o capacitate instalata de
6.372.403 MW, din care 5 statii de pompare cu o capacitate instalata de 91.5 MW. si 36 de turbine eoliene
cu o capacitate instalata de 108 MW.
Conform legislației aplicabile. Societatea trebuie să obțină autorizații de mediu în vederea desfașurării
activității. Începând cu anul 2021 Societatea a obținut autorizații de mediu care își păstrează valabilitatea
pe toată perioada în care. pentru acestea. sunt obținute vize anuale. Societatea are obligația de a solicita
vize anuale de la Autoritatea Competentă pentru Protecția Mediului (ACPM). În anul 2024 și în anul 2025
au fost obținute vize anuale pentru toate autorizațiile care intră sub incidența acestor reguli. cu excepția
acelor facilități care nu sunt în uz.
Condițiile prevazute de autorizațiile de mediu includ respectarea legislației de mediu. aplicabilă
obiectivelor eoliene și hidroenergetice. monitorizarea factorilor de mediu și frecvența de raportare a
rezultatelor monitorizării. către ACPM. Pentru monitorizarea factorilor de mediu. Societatea efectuează
măsurători ale indicatorilor de calitate fizică și chimică a apei din rezervoare. a apelor industriale și
reziduale precum și măsurători ale nivelului de zgomot la limitele amplasamentelor. În anul 2025 au fost
efectuate toate măsurătorile stabilite conform actelor de reglementare și nu au fost depășite limitele
legale ale indicatorilor. Societatea preconizează că nici în anul 202 6 nu vor fi depășite valorile limită ale
indicatorilor. prevăzuți de legislația în vigoare și de actele de reglementare deținute.
Active aferente dreptului de utilizare
Imobilizarile corporale includ active aferente dreptului de utilizare, in principal in legatura cu sediile
Societatii. terenurile aferente parcului eolian si parcul auto, in valoare neta de 63.688.588 RON la 31
decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 75.375.204 RON). clasificate in Terenuri. Constructii si instalatii
speciale si Masini. echipamente si alte imobilizari corporale.
2025
2025
2025
2024
2024
2024
Terenuri si cladiri
Autovehicule
Total
Terenuri si cladiri
Autovehicule
Total
1ianuarie
91.277.846
18.323.418
109.601.264
89.999.223
6.360.480
96.359.703
Intrari
1.780.923
349.200
2.130.123
1.278.623
18.210.711
19.489.334
Iesiri
(965.338)
(429.009)
(1.394.347)
-
(6.247.773)
(6.247.773)
31decembrie
92.093.430
18.243.609
110.337.040
91.277.846
18.323.418
109.601.264
1ianuarie
(32.441.144)
(1.784.916)
34.226.060
(23.564.225
6.324.001
29.888.226
Intrari
9.153.124
4.403.906
13.557.030
8.876.919
1.708.688
10.585.607
Iesiri
-
-
(1.134.638)
-
(6.247.773)
(6.247.773)
31decembrie
40.628.930
6.019.322
46.648.452
32.441.144
1.784.916
34.226.060
Valoare netă
51.464.500
12.224.087
63.688.587
58.836.702
16.358.502
75.375.204
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
64
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Reevaluarea imobilizărilor corporale
Imobilizările corporale, cu excepția activelor aflate în curs de execuție și a activelor privind dreptul de
utilizare, au fost reevaluate de un evaluator independent la data de 31 decembrie 2023.
Măsurarea valorii juste a imobilizărilor corporale este clasificată în Nivelul 3, deoarece tehnicile de
evaluare utilizează inputuri care au un impact semnificativ asupra valorii juste înregistrate, dar care nu se
bazează pe date observabile din piață. Valoarea justă a terenurilor Societății a fost estimată utilizând
abordarea prin comparație de piață, respectiv metoda comparației directe. Pentru construcțiile speciale,
evaluatorul a utilizat metoda costului net de înlocuire, întrucât nu existau informații comparabile pe piață
(incluzând centrale hidroelectrice și alte active cu grad ridicat de specializare, pentru care nu au mai fost
realizate lucrări similare în ultimele decenii în România). Deprecierea fizică a fost determinată ca raport
între durata de viață rămasă și durata de viață economică a fiecărui activ, aplicat la costul de înlocuire
brut.
Pentru construcțiile cu destinație generală, evaluatorul a determinat costul de înlocuire net — respectiv
costul necesar pentru a înlocui un activ cu un altul comparabil disponibil pe piață — calculat ca diferență
între costul de înlocuire brut și deprecierea fizică și deprecierea externă. Deprecierea funcțională este
luată în considerare la determinarea costului de înlocuire brut, ceea ce înseamnă că acest cost nu include
funcționalități care nu sunt specifice activului evaluat.
Pe baza evaluării efectuate la 31 decembrise 2025, cu implicarea unui specialist independent care a
corelat evoluția indicelui costurilor de construcție și alți indicatori macroeconomici cu producția estimată
de energie electrică din centralele hidroelectrice și cu evoluția prognozată a prețului de vânzare,
conducerea Societății estimează că valoarea contabilă netă a imobilizărilor corporale evaluate prin
modelul reevaluării aproximează valoarea justă la data bilanțului.
Imobilizări corporale în curs de execuț ie
La 31 decembrie 2025. Societatea are imobilizari corporale în curs de execuție cu o valoare contabilă brută
de 4.709.533.797 RON (31 decembrie 2024: 4.293.270.217 RON) pentru care a recunoscut pierderi din
depreciere cumulate în sumă de 3.717.627.679 RON (31 decembrie 2024: 3.618.306.322 RON).
Principalele imobilizari corporale in curs de executie se refera la constructia sau reabilitarea urmatoarelor
proiecte sau centrale hidroeelectrice: Bumbesti - Livezeni. Siriu – Surduc. Rastolita. Cornetu-Avrig.
Pascani. Cerna Belareca. Cerna-Motru-Tismana. Bistra. Cosmesti-Movileni. Valea Sadului. Fagaras Hoghiz.
Runcu Firiza; si la reabilitarea hidrocentralelor - CHE Stejaru. CHE Slatina etc.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
65
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Aceste imobilizari corporale in curs de executie includ in principal investitii cu functiuni complexe.
reprezentate de obiective de investitii istorice privind schemele de amenajari hidroenergetice cu functiuni
sociale (descrise mai jos) care au fost proiectate pentru a avea functie energetica secundara. Obiectivele
primare ale acestor obiective de investitii sunt gospodarirea rationala si sigura a alimentarii cu apa.
inclusiv:
• Limitarea efectelor inundatiilor si viiturilor;
• Protectia populatiei. comunitatilor si a terenurilor agricole;
• Alimentare cu apa a comunitatilor riverane;
• Asigurarea rezervelor de apa pentru alimentarea populatiei si a industriei din zona;
• Asigurarea debitului pentru irigatii in perioadele de seceta;
• Mentinerea debitului solid in acumularile de apa.
Functiunile sociale descrise mai sus sunt specifice autoritatilor publice. care sunt entitati non-profit. De
fapt. multe dintre aceste investii apartineau. in trecut. Agentiei Nationale „Apele Romane”. agentie
guvernamentala care are ca obiect de activitate amenajarea teritoriului si gospodarirea apelor.
Hidroelectrica SA este constituita in baza Legii nr. 31/1990 a societatilor comerciale si nu este o organizatie
non-profit. In plus Hidroelectrica nu beneficieaza de fonduri publice pentru finalizarea unor astfel de
investitii sociale. care. daca ar continua sa fie finantate. ar diminua averea actionarilor.
Aceste proiecte hidroenergetice “istorice” au fost initiate in principal intre 1982 si 1989. in urma unor
decrete ale Consiliului de Stat. si au fost finantate din fonduri publice. prin ministerele implicate. in calitate
de proprietari. Dupa 1989. unele dintre aceste proiecte au fost continuate de Agentia Natioala Apele
Romane. finantate din fonduri publice. inainte de a fi transferate catre Hidroelectrica. Conditiile
economice si energetice s-au schimbat substantial fata de anii 1980 si 1990. in principal din cauza
inchiderii fondurilor de investitii centralizate ale statului. iar beneficiarii acestor lucrari complexe au
incetat finantarea lucrarilor specifice incluse in proiectele hidroenergetice. in timp ce costurile acestor
lucrari au ramas sa fie suportate de Hidroelectrica.
Dupa ce Hidroelectrica a intrat in insolventa in iunie 2012 si in perspectiva viitoarei listari planificate a
actiunilor Societatii. administratorii judiciari au acordat o prioritate deosebita orientarii catre profit a
Societatii si gestionarii rationale a numerarului.
In anul 2017 Societatea a contractat un expert tehnic extern. ISPH SA. pentru estimarea costurilor de
abandonare. conservare si securizare a lucrarilor executate cu privire la investitiile cu functiuni complexe.
In anul 2018. pe baza analizei costurilor și beneficiilor. conducerea a decis să abandoneze anumite
obiective de investiții. dupa cum sunt prezentate mai jos și în Nota 29.
Pentru obiectivele de investitii pentru care s-a luat decizia de abandonare. au fost recunoscute pierderi
din depreciere la nivelul valorii contabile brute totale a acestora. Valoarea contabila bruta a investitiilor
abandonate este 590.889.477 RON la la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024. Pentru aceste obiective
de investitii Societatea recunoaste provizioane de dezafectare si refacere a amplasamentului (a se vedea
Nota 29).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
66
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Proiect
Obiectiv
Valoare contabila
bruta
Pierderi din
depreciere
cumulate
Valoare
contabila
neta
Borca-Poiana Teiului
Treapta Galu
9.022.718
(9.022.718)
-
Cosmești-Movileni
Treapta Cosmești
93.206.729
(93.206.729)
-
AHE Surduc - Siriu
Treapta Ciresu-Surduc
17.345.275
(17.345.275)
-
Fagaras-Hoghiz
Fagaras - Hoghiz
174.949.578
(174.949.578)
-
Runcu-Firiza
Runcu-Firiza
87.807.430
(87.807.430)
-
Dambovita-Clabucet
Dambovita – Clabucet
34.761.669
(34.761.669)
-
Valea Sadului-Vadeni
Valea Sadului-Vadeni
165.209.205
(165.209.205)
-
Altele
8.586.873
(8.586.873)
-
Total
-
590.889.477
(590.889.477)
-
In anii 2025 si 2024 au fost recunoscute pierderi din depreciere pentru imobilizari corporale in curs de
executie. altele decat activele abandonate mentionate mai sus. astfel:
Proiect
Valoare contabila
bruta la
31 decembrie 2025
Pierderi din
depreciere
cumulate la
31 decembrie 2025
Valoare neta
contabila
31 decembrie 2025
Pierderi din
depreciere
constituite/
(reversate) in
2025
AHE Bumbesti-
Livezeni
806.576.940
(446.183.742)
360.393.198
(23.408.845)
CHE Racovita
62.796.188
(62.796.188)
-
-
AHE Rastolita
736.807.263
(736.807.263)
-
(13.958.289)
AHE Siriu-Surduc
769.691.907
(677.544.385)
92.147.521
(28.401.758)
AHE Pascani
470.421.909
(470.421.909)
-
(34.806.305)
AHE Cerna-Belareca
319.451.464
(319.451.464)
-
(501.355)
AHE Cornetu-Avrig
108.390.789
(107.100.183)
1.290.606
-
Cerna Motru
Tismana - etapa II
73.618.102
(72.942.551)
675.551
-
Lac redresor Sebes
59.957.775
(59.957.775)
-
-
Bistra
44.292.876
(37.303.605)
6.989.271
-
Retehnologizare
Portile de Fier II
45.265.051
(45.265.051)
-
-
Altele
67.130.946
(66.614.739)
516.206
-
Total
3.564.401.206
(3.102.388.854)
462.012.352
101.076.552
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
67
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Proiect
Valoare contabila
bruta la
31 decembrie 2024
Pierderi din
depreciere cumulate
la
31 decembrie 2024
Valoare neta
contabila
31 decembrie 2024
Pierderi din
depreciere
constituite/
(reversate) in 2024
AHE Bumbesti-
Livezeni
789.332.611
(422.774.897)
366.557.714
(28.314.053)
CHE Racovita
62.781.188
(62.781.188)
-
-
AHE Rastolita
722.848.974
(722.848.974)
-
68.778.292
AHE Siriu-Surduc
750.190.905
(666.488.060)
83.702.845
(33.447.119)
AHE Pascani
435.615.604
(435.615.604)
-
39.132.979
AHE Cerna-
Belareca
318.950.109
(318.950.109)
-
684.944
AHE Cornetu-
Avrig
108.261.601
(106.985.994)
1.275.606
1.036.370
Cerna Motru
Tismana - etapa II
72.942.551
(72.942.551)
-
-
Lac redresor
Sebes
56.363.185
(56.363.185)
-
-
Bistra
45.013.279
(45.013.279)
-
3.513
Retehnologizare
Portile de Fier II
45.265.051
(45.265.051)
-
-
Altele
77.511.317
(71.387.954)
6.123.363
(8.350.052)
Total
3.485.076.373
(3.027.416.845)
457.659.528
39.524.874
Determinarea valorilor recuperabile
Determinarea valorilor recuperabile ale investitiilor in curs de mai sus a avut la baza o serie de ipoteze
privind fezabilitatea finalizarii investitiilor si fluxurile de numerar previzionate.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
68
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Ipotezele semnificative utilizate pentru estimarea valorii recuperabile sunt prezentate mai jos. Estimarile
au avut la baza atat date istorice. cat si evaluarea conducerii cu privire la tendintele viitoare legate de
preturile energiei electrice. marje. costuri de finalizare si riscul climatic:
Ipoteze
Metoda de elaborare a ipotezelor
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Costurile de finalizare a proiectelor.
fluxuri de numerar anuale pana la
finalizare si data punerii in functiune
In baza contractelor încheiate cu furnizorii pentru fiecare proiect sau a
estimarilor făcute de conducere (a se vedea mai jos)
Capacitati instalate
Pe baza datelor tehnice pentru fiecare proiect (a se vedea mai jos)
Rata de utilizare (productie)
In medie 80% din capacitatea de
productie (energia anuala de proiect)
(pe baza istoricului productiei de
energie electrica a Societatii si a
ajustarii aferenta riscului climatic)
In medie 80% din capacitatea de
productie (energia anuala de
proiect) (pe baza istoricului
productiei de energie electrica a
Societatii si a ajustarii aferenta
riscului climatic)
Preturile energiei electrice
Pe baza rapoartelor intocmite de
consultanti externi pentru perioada
2025 - 2060. ajustate pentru anumite
ipoteze; creșterea anuală a prețurilor
cu 2% (rata inflației pe termen lung)
pentru perioada 2061 – 2080
Pe baza rapoartelor intocmite de
consultanti externi pentru
perioada 2025 – 2060; crestere
anuala a preturilor 2% (rata
inflatiei pe termen lung) pentru
perioada 2061 – 2080
Cheltuieli de exploatare
Pentru proiectele Bumbesti Livezeni.
Rastolita. Siriu Surduc si Pascani.
Societatea a determinat fluxurile de
numerar viitoare estimând
cheltuielile de exploatare specifice
fiecarui proiect (cheltuieli cu apa
uzinata. cheltuieli cu remuneratia
angajatilor. cheltuieli cu
mentenanta. cheltuieli cu
materialele). precum si cheltuieli
indirecte.
Pentru proiectele Bumbesti
Livezeni. Rastolita. Siriu Surduc si
Pascani. Societatea a determinat
fluxurile de numerar viitoare
estimând cheltuielile de
exploatare specifice fiecarui
proiect (cheltuieli cu apa uzinata.
cheltuieli cu remuneratia
angajatilor. cheltuieli cu
mentenanta. cheltuieli cu
materialele). precum si cheltuieli
indirecte.
Durata de viata utila
50 ani
50 ani
Rata de actualizare inainte de impozitare
10.6%
10.4%
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
69
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Estimarile Societatii cu privire la costurile necesare finalizarii proiectelor in curs de executie, precum si
capacitatile anuale de productie care vor fi instalate, sunt dupa cum urmeaza:
An
Costuri de finalizare estimate
Capacitate instalata anuala (MW)
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
2025
-
160.974.719
-
30
2026
194.890.000
520.669.795
-
10
2027
495.949.000
667.949.194
-
207
2028
810.021.668
335.701.069
404
222
2029
187.583.555
118.144.882
152
65
2030
198.112.190
10.000.000
65
-
Total
1.886.556.413
1.813.439.659
621
534
Societatea estimeaza că aproximativ 88% din capacitatea suplimentară de producție va fi instalată până
la sfarșitul anului 2028.
Pierderile din depreciere recunoscute au fost determinate în principal de modificarea ipotezelor utilizate
cu privire la prețurile viitoare ale energiei electrice. modificarea ratei de discountare si actualizarea
programului de lucrari in timp.
Principalele variatii ale valorii recuperabile/ pierderilor din depreciere in anii 2025 si 2024 se refera la
urmatoarele proiecte de investitii:
• Proiectul Bumbesti-Livezeni. cu o valoarea contabila neta de 360.393.198 RON la 31 decembrie
2025 (31 decembrie 2024: 366.557.714 RON). pentru care lucrarile au fost suspendate in 2017 din
cauza faptului ca autorizatiile de construire si de mediu au fost anulate ca urmare a litigiului
pierdut de Societate cu anumite organizatii non-profit. Proiectul a inceput in 2003, in timp ce in
2005 Parcul National Defileul Jiului a fost declarat regiune protejata; in consecinta, Societatea
trebuie sa reevalueze impactul asupra mediului si sa obtina autorizatii noi.
Deprecierea suplimentara in suma de 23.408.845 RON înregistrată în 2025 pentru proiectul Bumbesti-
Livezeni a fost determinată de modificarea principalelor ipoteze (rata de actualizare, prețurile energiei și
rata inflați ei).
Societatea este in prezent în proces de obtinere a autorizațiilor noi de construire și de mediu in vederea
continuarii lucrarilor. In 2022, autoritatile au comunicat Societatii ca documentatia prezentata nu respecta
cerintele legale si trebuie revizuita.
In cursul anului 2024. documentația de mediu revizuită a fost retransmisă autorităților și au avut loc
consultările publice privind aceasta. Conducerea consideră că nu există probleme care să împiedice
Societatea să obțină autorizațiile și să finalizeze proiectul. În consecință. valoarea recuperabilă a
proiectului a fost determinată având în vedere că proiectul va fi finalizat în 2028.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
70
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
• Proiectul Siriu-Surduc cu o valoare contabila neta de 74.802.246 RON la 31 decembrie 2025 (31
decembrie 2024: 83.702.844 RON), pentru care lucrarile au fost suspendate din cauza faptului ca
autorizatiile de construire si de mediu pentru constructia barajului au fost anulate ca urmare a
litigiului pierdut de Societate cu numite organizatii non-profit. Proiectul a inceput in 1983 si
cuprinde 3 hidrocentrale, di ntre care una a fost pusa in functiune in 1988, pentru alta conducerea
a decis abandonarea proiectului, iar a treia este in curs de executie, lucrarile fiind suspendate
pana la revizuirea impactului asupra mediului si obtinerea unor noi autorizatii.
Ajustarea suplimentară de depreciere de 28.401.759 RON în 2025 pentru proiectul Siriu-Surduc a fost
determinată de modificarea principalelor ipoteze (rata de actualizare, prețurile energiei și inflația).
Conducerea considera ca nu exista aspecte probleme care sa impiedice Societatea sa obtina autorizatiile
si sa finalizeze proiectul. In consecinta, valoarea recuperabila a proiectului a fost determinata avand in
vedere ca proiectul va fi finalizat in 2028.
Analiza de senzitivitate
Analiza de senzitivitate de mai jos prezinta efectul asupra profitului inainte de impozitare si a fost
determinata pe baza modificarilor rezonabile ale ipotezelor cheie la sfarsitul perioadelor de raportare. in
timp ce alte ipoteze raman constante.
Rata de actualizare inainte
de impozitare
Crestere/ (descrestere) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 100
puncte de baza
Descrestere cu
100 puncte de
baza
2025
(108.651.041)
135.367.789
2024
(121.362.849)
154.595.489
Cheltuieli de exploatare
Crestere/ (descrestere) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 5%
Descrestere 5%
2025
10.124.282
(10.124.282)
2024
(13.402.966)
13.402.966
Preturile energiei electrice
Crestere/ (descrestere) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 5%
Descrestere cu
5%
2025
62.844.024
(62.844.024)
2024
71.593.345
(71.441.872)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
71
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Rata de utilizare
Crestere/ (descrestere) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 500
puncte de baza
Descrestere cu 500
puncte de baza
2025
62.844.024
(62.844.024)
2024
89.416.997
(88.187.104)
23. INVESTIȚII ÎN FILIALE
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Hidroserv SA
70.576.810
70.576.810
Uzina de Construcţii Mașini Hidroenergetice SRL
244.650.000
244.650.000
Total
315.226.810
315.226.810
In ianuarie 2024 Societatea a constituit o noua subsidiara, Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice
SRL, aportul initial la capitalul social al subsidiarei fiind de 119.650.000 RON. Ulterior, in noiembrie 2024,
Societatea a efectuat a doua contributie la capitalul social al subsidiarei de 125.000.000 RON. In martie
2024, Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice SRL a preluat a liniilor de business ABC și platforma
Calnicel ale UCM Resita SA., suma platita fiind 67.879.000 RON.
La 31 decembrie 2025 si 2024, activele nete conform situatiilor financiare statutare ale subsidiarelor sunt:
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Active nete - Hidroserv SA
154.881.561
131.576.158
Active nete - UCMH SRL
284.759.021
247.906.485
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
72
24. CAPITAL ȘI REZERVE
(a) Capital social
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Capital social la valoare nominala
4.498.025.670
4.498.025.670
Ajustarea la inflatie in conformitate cu IAS 29
1.028.872.000
1.028.872.000
Total
5.526.897.670
5.526.897.670
Pana la 31 decembrie 2003, capitalul social in termeni nominali a fost retratat in conformitate cu IAS 29
„Raportarea financiara in economiile hiperinflationiste”, ajustarile aferente fiind recunoscute in rezultatul
reportat.
La 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024, capitalul social autorizat subscris al Societății este împărțit
în 449.802.567 acțiuni ordinare cu o valoare nominală de 10 RON pe acțiune. Acționarii au dreptul la
dividende și fiecare acțiune confera un drept de vot.
Actionari
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Numar de actiuni
%
Numar de actiuni
%
Ministerul Energiei
360.094.390
80.0561%
360.094.390
80.0561%
Persoane juridice
75.600.136
16.8074%
73.287.787
16.2933%
Persoane fizice
14.108.041
3.1365%
16.420.390
3.6506%
Total
449.802.567
100%
449.802.567
100%
(b) Rezerva din reevaluare
Reconcilierea dintre soldul inițial și soldul final al rezervei din revaluare este după cum urmează:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
11.555.225.745
12.047.813.106
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca urmare
a amortizarii și ieșirilor de imobilizări corporale. net de impozit
(465.980.372)
(491.817.251)
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare a deprecierii
imobilizarilor corporale
(510.200)
(770.110)
Sold la 31 decembrie
11.088.735.173
11.555.225.745
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
73
24. CAPITAL ȘI REZERVE (continuare)
(c) Alte rezerve
Alte rezerve includ:
• rezerva legala in suma de 920.729.953 RON (31 decembrie 2024: 920.729.953 RON). constituită
anual in proportie de 5% din profitul inainte de impozitare pana cand rezerva legala totala ajunge la
20% din capitalul social varsat nominal. Rezervele legale sunt obligatorii și sunt deductibile la calculul
impozitului pe profit si nu sunt distribuibile.
• alte rezerve nedistribuibile in suma de 97.000.000 RON la 31 decembrie 2025 si 2024. constituite in
2006 in baza Ordonantei de Urgenta a Guvernului nr. 89/2004.
(d) Dividende
In data de 29 aprilie 2025. Adunarea Generală a Acţionarilor Societatii a aprobat distribuirea de dividende
din profitul anului 2024, in suma de 4.043.229.023 RON, reprezentând 100% din profitul net al anului 2024
eligibil pentru distribuire conform situațiilor financiare individuale statutare ale Societății.
Valoarea dividendelor pe actiune distribuite este de 8.988897 RON/actiune (2024: 13.99 RON/actiune).
Datoriile în legătură cu dividendele includ:
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Dividende de plată
6.451.583
5.182.867
Impozit pe dividende
284.577
469.825
Total
6.736.160
5.652.692
Societatile din Romania pot distribui dividende numai din profiturile conform situatiilor financiare
individuale statutare intocmite in conformitate cu reglementarile contabile din Romania.
(e) Gestionarea capitalului
Gestionarea capitalului de catre Societate este influentata in mod semnificativ de reglementari.
Distribuirea dividendelor este guvernata de reglementari speciale, inclusiv Ordonanta de Guvern nr.
64/2001, conform careia, in cazul societatilor detinute integral sau majoritare de stat, minimum 50% din
profitul contabil se distribuie sub forma de dividende, daca alte legi speciale nu prevad altfel.
Politica Societatii este de a mentine o baza de capital puternica pentru a mentine increderea investitorilor,
creditorilor si a pietei si pentru a sustine dezvoltarea viitoare a activitatii. Conducerea monitorizeaza
rentabilitatea capitalului, precum si nivelul dividendelor distribuite catre actionari.
Raportul dintre datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt. net) si EBITDA ajustat nu trebuie sa
depaseasca 3.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
74
24. CAPITAL ȘI REZERVE (continuare)
2025
2024
Imprumuturi bancare
213.315.268
300.733.276
Datorii aferente contractelor de leasing
71.647.900
79.354.288
Minus: Numerar si echivalente de numerar
(816.143.749)
(1.356.523.240)
Minus: Investitii pe termen scurt
(3.732.016.142)
(3.475.932.995)
Datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt. net) A
(4.263.196.723)
(4.452.368.671)
EBITDA AJUSTATA
(1)
B
4.703.009.302
5.472.649.687
Raportul dintre Datorii nete/ (numerar si investitii pe termen
scurt. net) si EBITDA AJUSTATA A/B
(0,91)
(0,81)
(1) EBITDA (Profitul înainte de dobânzi, impozitare, amortizare și depreciere) AJUSTATA este calculata pornind
de la EBITDA definita si calculata ca profitul/(pierderea) înainte de impozitare. înainte de (i) amortizarea
imobilizarilor corporale si necorporale și (ii) cheltuieli si venituri din dobanzi. AJUSTATA CU (a)
deprecierea/reversarea deprecierii imobilizărilor corporale si necorporale si (b) deprecierea/reversarea
deprecierii imobilizarilor financiare. EBITDA sau EBITDA AJUSTATA nu sunt indicatori IFRS si nu trebuie
tratate ca alternative la indicatorii IFRS. Mai mult. EBITDA AJUSTATA nu este definita in mod unitar. Metoda
de calcul a EBITDA AJUSTATA utilizata de alte societati poate fi semnificativ diferita fata de cea utilizata de
Societate. In consecinta. EBITDA AJUSTATA prezentata in aceasta Nota nu poate fi utilizata, ca atare, in
scopul comparatiei cu EBITDA sau EBITDA AJUSTATA a altor societati.
25. ÎMPRUMUTURI
Descriere
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
BRD Groupe Societe Generale din data de 4 martie 2021 in suma de
1.250.000.000 RON – imprumut contractat pentru finantarea achizitiei
Crucea Wind Farm SA si Hidroelectrica Wind Services SRL.
Incasari din imprumut: 130 milioane EUR (reprezentand 635.219.000
RON)
213.315.268
300.733.276
Rambursare: rate trimestriale in perioada 11 iunie 2021 - 11 martie 2028.
Dobanda este legata la EURIBOR 3 luni plus o marja.
Anul scadentei: 2028
-
-
Total împrumuturi
213.315.268
300.733.276
Portiunea curenta
94.957.232
92.886.954
Portiunea pe termen lung
118.358.036
207.846.322
În 2025 Societatea a rambursat împrumuturi în sumă de 93.673.821 RON (2024: 92.349.679 RON).
Contractul de ȋmprumut cu BRD Groupe Societe Generale include următorii indicatori financiari:
• Rata de acoperire a serviciului datoriei determinată ca raportul dintre EBITDA din care se deduc
plăţ ile de dividende, cheltuielile de capital și impozitele, pe de o parte, și serviciul datoriei, pe de
altă parte – valoarea minimă 1.1;
• rata de ȋndatorare – valoarea maximă 3.0.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
75
25. ÎMPRUMUTURI (continuare)
Conform contractului de ȋmprumut, ȋn cazul ȋn care nu este ȋndeplinit unul dintre indicatorii de mai sus.
Societatea beneficiază de o perioada de remediere de 60 de zile de la care creditorul a notificat Societatea.
La 31 decembrie 2025, rata de acoperire a serviciului datoriei, așa cum este definită prin contract, este
sub 1,1, în consecință, porțiunea pe termen lung în valoare de 118.358.036 RON trebuie clasificată ca și
datorie pe termen scurt. Întrucât serviciul datoriei nete definit prin contract este pozitiv având în vedere
serviciul datoriei comparat cu EBITDA, dobânzile fiind mai mari decât serviciul datoriei, managementul
consideră că este în conformitate din punct de vedere tehnic. Societatea a primit o derogare din partea
băncii, ulterior datei de 31 decembrie 2025.
O situatie similară a fost înregistrată la 31 decembrie 2024, porțiunea pe termen lung fiind de 207.846.322
RON. Societatea a primit o derogare din partea băncii, ulterior datei de 31 decembrie 2024.
Reconcilierea mi șc ă rii datoriilor cu fluxurile de numerar din activitatea de finanțare
Imprumuturi bancare
Leasing
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
300.733.276
79.354.288
380.087.563
Modificari generate din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
Rambursari de imprumuturi bancare
(93.673.821)
-
(93.673.821)
Plati de leasing
-
(9.486.038)
(9.486.038)
Total modificari din fluxuri de numerar din activitatea
de finantare
(93.673.821)
(9.486.038)
(103.159.859)
Efectul modificarii cursurilor de schimb valutar
6.505.363
-
6.505.363
Alte modificari
Aferente datoriilor
-
-
-
Modificari ale contractelor de leasing
-
1.779.650
1.779.650
Cheltuieli cu dobanzile
6.765.118
5.224.422
11.989.540
Dobanzi platite
(7.014.669)
(5.224.422)
(12.239.091)
Total alte modificari aferente datoriilor
(249.550)
1.779.650
1.530.099
Sold la 31 decembrie 2025
213.315.268
71.647.900
284.963.167
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
76
25. ÎMPRUMUTURI (continuare)
Imprumuturi bancare
Leasing
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
393.534.741
66.300.971
459.835.711
Modificari generate din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
Rambursari de imprumuturi bancare
(92.349.679)
-
(92.349.679)
Plati de leasing
-
(6.436.017)
(6.436.017)
Total modificari din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
(92.349.679)
(6.436.017)
(98.785.696)
Efectul modificarii cursurilor de schimb valutar
(58.212)
-
(58.212)
Alte modificari
Aferente datoriilor
-
-
-
Modificari ale contractelor de leasing
-
19.489.334
19.489.334
Cheltuieli cu dobanzile
14.136.228
4.310.953
18.447.181
Dobanzi platite
(14.529.803)
(4.310.953)
(18.840.756)
Total alte modificari aferente datoriilor
(393.574)
19.489.334
19.095.759
Sold la 31 decembrie 2024
300.733.276
79.354.288
380.087.563
26. DATORII COMERCIALE
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Furnizori de energie electrică
194.104.731
107.728.825
Furnizori de distributie a energiei electrice
183.987.973
146.305.563
Furnizori de imobilizări corporale
205.091.782
74.328.377
Furnizori de apa uzinata
101.173.106
70.250.442
Furnizori de intretinere si reparatii
53.200.462
41.528.690
Alti furnizori
96.752.358
35.972.324
Total datorii comerciale
834.310.412
476.114.220
Portiunea curenta
819.409.878
475.115.635
Portiunea pe termen lung
14.900.534
998.585
Furnizorii de energie electrica, distributie a energiei electrice, apa si intretinere si reparatii sunt in principal
cei prezentati in Nota 33 Parti afiliate.
Alti furnizori includ furnizori de servicii. materiale si consumabile.
Societatea are garantii primite de la furnizori in suma de 798.191.652 RON la 31 decembrie 2025
(474.497.200 RON la 31 decembrie 2024). Acestea sunt garantii de buna executie sub forma de scrisori de
garantie bancara, polite de asigurare si conturi escrow. Creșterea se datorează în principal garanțiilor
primite pentru lucrări contractate de Societate pentru lucrări de retehnologizare și mentenanță.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
77
27. ALTE DATORII
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Datorii catre stat
25.762.266
-
29.705.046
-
Garantii de buna executie
20.063.420
54.586.301
7.955.007
54.550.218
Garantii contractuale clienti
45.512.292
-
57.587.395
-
Datorii in legatura cu dividendele
6.736.160
-
5.652.692
-
Altele
29.262.282
109.669
13.962.466
109.345
Total
127.336.420
54.695.970
114.862.606
54.659.563
Datoriile curente catre stat reprezinta in principal TVA de plata in suma de 21.392.597 RON la 31
decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 28.078.111 RON).
Începând cu al doilea trimestru al anului 2024, Societatea solicita potențialilor clienți finali cu risc de
contrapartida mai multe opțiuni de garanție de plată, inclusiv constituirea de garanții monetare. În acest
sens sunt constituite depozitele de garanție deschise de clienți, valoarea depozitului fiind bazată pe
valoarea contractuală estimată a energiei electrice furnizate pentru o perioadă de până la trei luni, acestea
fiind valabile pe perioada contractuală.
28. VENITURI ÎN AVANS
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Subventii guvernamentale
5.554.937
145.702.825
6.091.097
155.275.571
Altele
39.539
933.526
42.006
995.841
Total
5.594.476
146.636.351
6.133.103
156.271.412
Subventiile guvernamentale reprezinta sume primite de la stat pentru constructia anumitor proiecte de
investitii.
Reconcilierea intre soldul initial si soldul final al subventiilor guvernamentale:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
161.366.668
136.878.918
Cresteri in cursul anului
5.941.752
30.377.190
Reluari la venituri
(16.050.658)
(5.889.440)
Sold la 31 decembrie
151.257.762
161.366.668
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
78
29. PROVIZIOANE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Litigii si dispute
92.717.470
-
70.651.160
-
Dezafectare
-
911.465.144
-
848.188.672
Provizioane fiscale
-
97.666.739
-
95.316.032
Alte provizioane
53.546.229
-
53.731.556
-
Total
146.263.699
1.009.131.883
124.382.716
943.504.704
Litigii si
dispute
Dezafectare
Provizioane
fiscale
Altele
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
70.651.160
848.188.672
95.316.032
53.731.556
1.067.887.420
Provizioane recunoscute in
corespondenta cu
imobilizarile corporale
-
127.362
-
-
127.362
Provizioane recunoscute in
profit sau pierdere
22.214.369
21.326.721
-
42.543.456
86.084.546
Provizioane utilizate
-
-
-
(42.681.941)
(42.681.941)
Provizioane reversate
(148.058)
(17.289.494)
(4.407.200)
(46.842)
(21.891.594)
Actualizarea provizioanelor
(Nota 14)
-
59.111.883
6.757.907
-
65.869.790
Sold la 31 decembrie 2025
92.717.470
911.465.144
97.666.739
53.546.229
1.155.395.582
Litigii si
dispute
Dezafectare
Provizioane
fiscale
Altele
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
162.818.480
746.285.396
90.544.424
24.359.462
1.024.007.762
Provizioane recunoscute in
corespondenta cu imobilizarile
corporale
-
(344.065)
-
-
(344.065)
Provizioane recunoscute in
profit sau pierdere
1.881.095
50.150.967
-
53.091.457
74.641.213
Provizioane utilizate
(65.279.278)
-
-
(23.614.403)
(88.893.681)
Provizioane reversate
(28.769.137
-
(1.608.209)
(104.960)
-
Actualizarea provizioanelor
(Nota 14)
52.096.374
6.379.817
-
58.476.191
Sold la 31 decembrie 2024
70.651.160
848.188.672
95.316.032
53.731.556
1.067.887.420
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
79
29. PROVIZIOANE (continuare)
I.Provizioane pentru litigii si dispute
La 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024, provizioanele pentru litigii includ 67.618.460 RON în legătură
cu litigiul cu Asocierea Romelectro SA. Hidroconstrucția SA și ISPH Project Development SA (Asocierea)
început în 2013. Obiectul litigiului îl constituie disputele privind contractul semnat în 2004 pentru
proiectul de investiții Bumbești-Livezeni. Asocierea a pretins 88.400.000 RON reprezentând lucrări
suplimentare efectuate de Asociere începând cu anul 2010 până la data începerii litigiului. În urma mai
multor hotărâri și apeluri în 2019. dosarul a fost trimis spre rejudecare. În 2020. Curtea a solicitat un raport
de expertiză tehnică. Pe baza sentințelor anterioare, a raportului de expertiză emis la 17 februarie 2022
și având în vedere probabilitatea unui rezultat nefavorabil, Societatea a recunoscut un provizion de
67.618.460 RON. Societatea a recunoscut in 2025 provizioane su plimentare pentru dobânzi și penalități
în legătură cu plata cu întârziere a lucrărilor care nu au fost initial recunoscute.
II.Provizioane pentru dezafectare
In 2018 si 2019. conducerea Societatii a decis sa abandoneze anumite proiecte de investii in curs de
executie (Nota 22). In consecinta, Societatea a recunoscut provizioane de dezafectare in profit sau
pierdere pentru valoarea actualizată a lucrărilor estimate a fi necesare pentru abandonarea acelor active.
Costurile de dezafectare au fost estimate pe baza unor studii efectuate de un expert tehnic extern în 2017,
actualizate in cursul anului 2025 luand in considerare costul curent al activitatilor principale de abandon.
Principalele costuri de abandonare incluse în provizion sunt:
• costul demolării construcțiilor existente;
• costul transportului deșeurilor la cel mai apropiat depozit ecologic;
• taxa de mediu. in conformitate cu cerințele legale;
• costul de depozitare a deșeurilor la un depozit ecologic.
• Costurile au fost actualizate utilizand o rata de actualizare intre 4,73% si 5,73% (31 decembrie
2024: intre 5,27% si 7,09%), in functie de perioada de dezafectare preconizata.
Un provizion de dezafectare in suma de 15.299.726 RON este aferent parcului eolian. Efectele
modificărilor ipotezelor care stau la baza costurilor de dezafectare pentru parcul eolian sunt recunoscute
în corespondenta cu imobilizările corporale.
III.Provizioane fiscale
Provizioanele fiscale in suma de 97.666.739 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 95.316.032
RON) reprezinta valoarea actualizata a TVA preconizata a fi platita la scoaterea din evidenta a proiectelor
de investitii abandonate (Nota 22).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
80
29. PROVIZIOANE (continuare)
IV. Alte provizioane
Participarea
salariaților la
profit
Remunerația variabilă a
membrilor Directoratului.
Consiliului de Supraveghere și
management
Altele
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
25.917.365
16.764.576
11.049.615
53.731.556
Provizioane recunoscute in profit
sau pierdere
29.504.000
13.025.000
14.456
42.543.456
Provizioane utilizate
(25.917.365)
(16.764.576)
-
(42.681.941)
Provizioane reversate
-
-
(46.842)
(46.842)
Sold la 31 decembrie 2025
29.504.000
13.025.000
11.017.229
53.546.229
Participarea
salariaților
la profit
Remunerația variabilă a
membrilor Directoratului,
Consiliului de Supraveghere și
management
Altele
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
23.614.403
-
745.059
24.359.462
Provizioane recunoscute in profit sau pierdere
25.917.365
16.764.576
10.409.516
53.091.457
Provizioane utilizate
(23.614.403)
-
-
(23.614.403)
Provizioane reversate
-
-
(104.960)
(104.960)
Sold la 31 decembrie 2024
25.917.365
16.764.576
11.049.615
53.731.556
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI
(a) Clasificări contabile și valori juste
In conformitate cu IFRS 9, activele si datoriile financiare ale Societatii sunt evaluate la cost amortizat. In
conformitate cu modelul de afaceri al Societatii. activele si datoriile financiare sunt detinute in vederea
colectarii fluxurilor de numerar contractuale. iar aceste fluxuri de numerar sunt exclusiv plati de principal
si dobanzi. Societatea nu a inclus informații privind valoarea justă pentru activele și datoriile financiare
care nu sunt evaluate la valoarea justă dacă valoarea contabilă reprezinta o aproximare rezonabilă a valorii
juste.
(b) Gestionarea riscului financiar
Riscul de credit
Riscul de credit este riscul ca Societatea să suporte o pierdere financiară daca un client sau o contrapartidă
la un instrument financiar nu isi indeplineste obligatiile contractuale, iar acest risc deriva în principal din
creanțe comerciale, numerar și echivalentele de numerar și investitii in depozite si obligatiuni corporative.
Numerarul și depozitele bancare sunt plasate în instituții financiare care sunt considerate ca având o
bonitate ridicată. parte din acestea fiind deținute de Statul Roman cum ar fi CEC Bank sau Exim Bank.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
81
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI (continuare)
Expunerea la riscul de credit
Valoarea contabilă a activelor financiare reprezintă expunerea maximă la riscul de credit.
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Creanțe comerciale
1.697.693.169
1.632.834.052
Numerar și echivalente de numerar
816.143.749
1.356.523.240
Numerar restricționat
55.723.542
21.057.471
Investiții în depozite
3.732.016.142
3.475.932.995
Total
6.301.576.602
6.486.347.758
Creanțele comerciale
Expunerea Societăț ii la riscul de credit este influenț at ă în principal de caracteristicile individuale ale
fiecărui client. Societatea a stabilit o politică de credit conform careia fiecare client nou non-casnic este
analizat individual din punct de vedere al bonitatii inainte de incheierea unui contract. astfel incat
vanzarea sa se realizeze catre clientii cu o bonitate adecvata. Pentru clientii casnici, o astfel de analiza a
riscului de credit nu se efectueaza din cauza naturii si numarului clientilor cât și a legislației în vigoare.
Ajustarile pentru pierderi din deprecierea creantelor comerciale reflecta pierderile din credit preconizate,
calculate pe baza ratelor de pierdere.
Tabelul urmator prezinta informatii cu privire la expunerea la riscul de credit si pierderile din credit
preconizate (ECL) pentru creantele comerciale la 31 decembrie 2025:
Rata medie
ponderată a
pierderilor
Valoarea brută
Ajustare pentru
pierderi din
depreciere
Creanțe
comerciale nete
Nerestante
2,02%
963.609.054
(19.486.649)
944.122.405
Restante - de la 0 la 3 luni
15,61%
118.043.539
(18.422.462)
99.621.077
Restante - de la 3 la 6 luni
55,76%
54.935.923
(30.632.607)
24.303.316
Restante - de la 6 luni la 1 an
90,72%
64.069.017
(58.124.448)
5.954.687
Restante - mai mult de 1 an
100,00%
209.750.473
(209.740.354)
-
Total
1.410.408.005
(336.416.639)
1.074.001.485
Clienți analizați individual
623.691.684
-
623.691.684
Total creanțe comerciale
2.034.099.689
(336.416.639)
1.697.693.169
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
82
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI (continuare)
Tabelul urmator prezinta informatii cu privire la expunerea la riscul de credit si pierderile din credit
preconizate (ECL) pentru creantele comerciale la 31 decembrie 2024:
Rata medie
ponderată a
pierderilor
Valoarea brută
Ajustare pentru
pierderi din
depreciere
Creanțe
comerciale nete
Nerestante
2.21%
802.366.376
(17.744.371)
784.622.005
Restante - de la 0 la 3 luni
17.80%
140.961.970
(25.095.806)
115.866.164
Restante - de la 3 la 6 luni
73.31%
69.495.832
(50.945.404)
18.550.428
Restante - de la 6 luni la 1 an
100.00%
69.230.782
(69.230.782))
-
Restante - mai mult de 1 an
100.00%
141.095.026
(141.095.026)
-
Total
1.223.149.986
(304.111.389)
919.038.597
Clienți analizați individual
713.795.455
-
713.795.455
Total creanțe comerciale
1.936.945.441
304.111.389)
1.632.834.052
Clientii analizati individual reprezinta sume restante de la clientii pentru care Societatea considera ca
exista un risc de neincasare neglijabil.
Ratele pierderilor estimate pentru anul 2025 se bazeaza pe pierderile din credit efective inregistrate in
ultimele sase trimestre luand in considerare evolutia segmentului de furnizare (31 decembrie 2024:
ultimele sase trimestre).
Societatea are garantii primite de la clienti in suma de 591.805.583 RON la 31 decembrie 2025
(527.949.485 RON la 31 decembrie 2024) sub formă de scrisori de garanție bancară. Începând cu anul
2024 Societatea înregistrează de asemenea și depozite de garanție deschise de clienți reprezentând
garanții plătite în valoare de 45.504.714 RON (2024: 57.587.000 RON) (vezi Nota 27).
Riscul de lichiditate
Riscul de lichiditate reprezintă riscul ca Societatea să aiba dificultăț i în onorarea obligațiilor asociate
datoriilor financiare decontate prin transferul numerarului sau altui activ financiar. Societatea are
numerar si echivalente de numerar si investitii pe termen scurt semnificative prin urmare nu se confrunta
cu un risc de lichiditate semnificativ.
Societatea monitorizează nivelul intr ărilor de numerar previzionate din încasarea creanțelor comerciale.
precum și nivelul ieșirilor de numerar previzionate pentru plata împrumuturilor datoriilor comerciale și
altor datorii. Societatea urmă re ș te sa menț ina un nivel al conturilor bancare curente și al depozitelor
bancare care să depășească ieșirile de numerar previzionate pentru plata datoriilor financiare.
Expunerea la riscul de lichiditate
Tabelul urmator prezinta scadentele contractuale ramase ale datoriilor financiare la data de raportare.
Fluxurile de numerar contractuale sunt prezentate ca sume brute si neactualizate si includ platile
contractuale de dobanzi estimate.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
83
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI (continuare)
31 decembrie 2025
Valoare
contabilă
Fluxuri de numerar contractuale
Total
< 12 luni
1 - 5 ani
> 5 ani
Datorii financiare
Datorii comerciale
834.310.412
834.310.412
819.409.878
14.900.534
-
Imprumuturi bancare
213.315.268
219.217.273
98.802.637
120.414.636
-
Datorii aferente contractelor de
leasing
71.647.900
89.781.274
14.596.149
46.701.259
28.483.866
Total
1.119.273.580
1.143.308.959
932.808.664
182.016.428
28.483.866
31 decembrie 2024
Valoare
contabilă
Fluxuri de numerar contractuale
Total
< 12 luni
1 - 5 ani
> 5 ani
Datorii financiare
Datorii comerciale
476.114.220
476.114.220
475.115.635
998.585
-
Imprumuturi bancare
300.733.276
316.523.991
100.618.245
215.905.746
-
Datorii aferente contractelor de
leasing
79.354.288
101.967.239
14.327.708
50.922.328
36.717.203
Total
856.201.784
894.605.450
590.061.588
267.826.659
36.717.203
Riscul de piață
Riscul de piata este riscul ca modificarile preturilor pietei – cursul de schimb si rata dobanzii – sa afecteze
profitul Societatii sau valoarea instrumentelor financiare detinute. Obiectivul gestionarii riscului de piata
este de a controla expunerile la riscul de piata in limite acceptabile. optimizand in acelasi timp rezultatele.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
84
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI (continuare)
(i) Riscul de rată a dobânzii
Societatea are împrumuturi bancare pe termen lung cu rate de dobândă variabile care pot expune
Societatea la riscul de rat ă a dobânzi i.
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Instrumente cu rata fixă
Active financiare
Numerar restricționat
55.723.542
21.057.471
Investiții în depozite și obligațiuni
3.732.016.142
3.475.932.995
Total
3.787.739.684
3.496.990.466
Datorii financiare
Datorii aferente contractelor de leasing
(71.647.900)
(79.354.288)
Total
(71.647.900)
(79.354.288)
Instrumente cu rata variabilă
Datorii financiare
Împrumuturi bancare
(213.315.268)
(300.733.276)
Total
(213.315.268)
(300.733.276)
Analiza de senzitivitate a valorii juste a instrumentelor cu rata fixă
Societatea nu are active f inanciare și datorii f inanciare cu rata dobânzii fixă recunoscute la valoare justă
prin profit sau pierdere. Prin urmare. o modificare a ratelor dobanzii la data de raportare nu ar avea ca
rezultat un castig sau o pierdere in profit sau pierdere.
Analiza de senzitivitate a fluxurilor de numerar ale instrumentelor cu rata variabila
O modificare rezonabila potentiala cu 50 de puncte de baza a ratelor dobanzii la data de raportare ar fi
crescut (diminuat) profitul inainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Aceasta analiza presupune
ca toate celelalte variabile. in special cursurile de schimb valutar. raman constante.
Creștere/ (diminuare) a
profitului inainte de impozitare
creștere cu 50
puncte de baza
diminuare cu 50
puncte de baza
2025
Instrumente cu rata variabilă
(1.066.576)
1.066.576
2024
Instrumente cu rata variabilă
(1.503.666)
1.503.666
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
85
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI (continuare)
(ii) Riscul valutar
Societatea este expusa riscului valutar de tranzactionare in masura in care exista un dezechilibru intre
monedele in care sunt exprimate vanzarile. achizitiile. creantele si imprumuturile si moneda functionala
a Societatii. Moneda functionala a Societatii este Leul romanesc (RON).
Moneda in care sunt exprimate aceste tranzactii este in principal RON. Anumite datorii sunt exprimate in
valute ca EUR si USD. Politica Societatii de gestionare a riscului este de a utiliza in principal moneda locala.
Societatea nu utilizeaza instrumente derivate sau instrumente de hedging.
31 decembrie 2025
-echivalentul in RON al valutei-
EUR
USD
CHF
Creanțe comerciale
228.068
-
-
Investiții în obligatiuni corporative si depozite
277.256.430
-
-
Numerar și echivalente de numerar
2.557.892
89.298
2.604
Datorii comerciale
(59.648.480)
-
-
Împrumuturi bancare
(213.315.268)
-
-
Datorii aferente contractelor de leasing
(58.718.651)
-
-
Expunere netă la nivelul situatiei pozitiei financiare
(51.640.009)
89.298
2.604
31 decembrie 2024
echivalentul in RON al valutei-
EUR
USD
CHF
Creanțe comerciale
221.340
-
-
Investiții în obligatiuni corporative si depozite
78.137.224
-
-
Numerar și echivalente de numerar
382.244.722
112.499
2.512
Datorii comerciale
(3.870.977)
(160.093)
-
Împrumuturi bancare
(300.733.276)
-
-
Datorii aferente contractelor de leasing
(62.432.290)
-
-
Expunere netă la nivelul situatiei pozitiei financiare
93.566.743
(48.594)
2.512
Au fost aplicate urm ă toarele cursuri de schimb:
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
RON / EUR
5.0985
4.9741
RON / USD
4.3417
4.7768
RON / CHF
5.4743
5.2806
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
86
30. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI (continuare)
Analiza de senzitivitate
O apreciere cu 5% a leului romanesc (RON) fata de toate celelalte valute la 31 decembrie ar fi afectat
profitul inainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Aceasta analiza presupune ca toate celelalte
variabile raman constante.
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
2025 (RON)
2024 (RON)
EUR
2.582.000
(4.678.337)
USD
(4.465)
2.380
CHF
(130)
(126)
Total
2.577.405
(4.676.083)
O depreciere cu 5% a leului romanesc (RON) fata de toate celelalte valute la 31 decembrie ar fi afectat
profitul inainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Aceasta analiza presupune ca toate celelalte
variabile raman constante.
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
2025 (RON)
2024 (RON)
EUR
(2.582.000)
4.678.337
USD
4.465
(2.380)
CHF
130
126
Total
(2.577.405)
4.676.083
31. ANGAJAMENTE
31.1. ANGAJAMENTE CONTRACTUALE
Societatea are urm ătoarele angajamente contractuale:
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Achiziții de imobilizări corporale și necorporale
2.516.720.628
1.372.035.019
În 2025, Societatea a semnat contractul pentru realizarea lucrărilor de retehnologizare a CHE Stejaru si
stațiilor de pompe de mare putere Lotru.
În iunie 2024. Hidroelectrica a semnat contractul de realizare a lucrărilor de retehnologizare AHE Vidraru
cu Asocierea formată din ELECTROMONTAJ (Lider de asociere) și Koncar – Engineering Co. Ltd. for
production and services (Croația). având ca subcontractant pe BUTAN GRUP. ca urmare a finalizarii
procedurii de atribuire prin licitație deschisă.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
87
31. ANGAJAMENTE (continuare)
Prețul contractului este de 937.709.185 RON. lucrările urmând sa fie realizate în 84 de luni. conform
graficului de execuție.
31.2 GARANȚ II
Societatea a emis garantii de buna executie in suma de 184.269.318 RON la 31 decembrie 2025 (31
decembrie 2024: 45.350.256 RON) in principal in legatura cu garantarea obligatiilor sale de livrare a
energiei electrice si in legatura cu obligatiile sale de plata legate de tranzactiile de cumparare de energie
electrica pe piata pentru ziua urmatoare si piata intrazilnica.
32. DATORII CONTINGENTE
32.1 LITIGII. DISPUTE SI INCERTITUDINI FISCALE
Principalele litigii în care este implicată Societatea cu expunere potențială de 195.206.600 RON la 31
decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 195.206.600 RON). sunt prezentate ca datorii contingente:
a) Litigii cu autoritățile fiscale
Expunere potenţială: 63.612.328 RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroelectrica
Dosar nr. 638/2/2024 ș i dosar nr. 1962/2/2024
Obiectul dosarului: Anularea Deciziei de impunere nr. A-DAF 6890/11.05.2023
ȋn anul 2022. taxa pentru producătorii de energie electrica a fost subiectul unor frecvente modific ări in
ceea ce privește modul de calcul. Una dintre modificări a fost instituita prin Legea nr. 357/2022. care a
fost publicata la 16 decembrie 2022. Societatea a aplicat prevederile legii incepand cu 16 decembrie 2022.
Societatea a facut obiectul unor controale fiscale privind taxa pentru producatorii de energie electrica de
catre Directia Generala Antifrauda Fiscala a ANAF. Conform procesului verbal intocmit in data de 11 aprilie
2023. organele fiscale au aplicat modificarile introduse de lege retroactiv incepand cu 1 septembrie 2022
si. prin urmare. au calculat impozit suplimentar in valoare de 62.052.115 RON.
In data de 28 aprilie 2023 Societatea a primit o decizie de impunere pentru suma de 62.052.115 RON.
Societatea a contestat Decizia de impunere. această contestație fiind respinsă de către Direcția Generală
de Soluționare a Contestațiilor din cadrul Ministerului Finanțelor.
Societatea a argumentat prin cererea de chemare în judecată (Dosar nr. 638/2/2024, constituit pe rolul
Curtii de Apel Bucuresti) că modificările succesive ale actelor normative cu privire la metodologia de calcul
a taxei pentru producătorii de energie electrică nu pot avea aplicabilitate decât pentru viitor, începând cu
data publicării modificării actelor normative și nu retroactiv, asa cum au considerat autoritățile fiscale.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
88
32. DATORII CONTINGENTE (continuare)
In data de 17 decembrie 2024 instanta a pronuntat o hotarare favorabila Hidroelectrica prin care a anulat
decizia de solutionare a contestatiei si decizia de impunere si a dispus restituirea catre reclamanta a sumei
de 62.052 mii RON. Dosarul va putea face obiectul unui recurs odată ce hotărârea Curții de Apel va fi
redactată și comunicată.
ANAF a promovat recurs impotriva Sentintei Curtii de Apel Bucuresti, dosarul 638/2/2024 fiind inaintat
spre solutionare Inaltei Curti de Casatie si Justitie, primul termen in recurs fiind fixat pentru data de 13
mai 2026.
În data de 7 august 2023 Societatea a primit o decizie referitoare la obligații-accesorii în sumă de 1.560
mii RON în conformitate cu Decizia de impunere menționată anterior. Societatea a contestat și această
decizie, constituindu-se dosarul nr. 1962/2/2024, pe rolul Tribunalului Bucuresti. Acesta este suspendat
pana la solutionarea definitiva a dosarului nr.638/2/2024. In raport cu hotararea pronuntata in Dosarul
638/2/2024, Societatea apreciaza ca si litigiul care face obiectul Dosarului 1962/2/2024 va fi solutionat
favorabil.
b) Litigiu cu Hidroconstrucţia SA
Expunere potențială: 98.762.431 RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroconstrucţia SA
Dosar nr: 12257/3/2022
Obiectul dosarului: Rezilierea Contractului nr. 672/1989 privind Amenajarea hidroenergetică complexă a
râului Olt pe sectorul Făgăraș-Hoghiz; daune-interese.
Hidroconstructia SA a formulat pretentii in suma de 98.762.431 RON constand din profituri nerealizate ca
urmare a suspendarii de catre Hidroelectrica a lucrarilor de constructii aferente proiectului de investitii
Fagaras Hoghiz. De asemenea. Hidroconstructia a solicitat instantei sa dispuna rezilierea contractului
aferent.
În ianuarie 2023. instanta a pronuntat o hotarare în favoarea Societății. prin care a respins pretențiile
Hidroconstructia. Această hotărâre a fost contestată de Hidroconstructia SA.
La data de 12 octombrie 2023. Instanta de apel a anulat sentinta primei instante si a dispus judecare pe
fond a cauzei. La data de 3 iulie 2025. instanța a admis. în parte. cererea de chemare în judecată.
dispunand rezilierea contractului si a respins celelalte capete de cerere ca neîntemeiate. Dosarul va putea
face obiectul unui recurs odată ce hotărârea instanței va fi redactată și comunicată.
Hidroconstructia a formulat recurs impotriva hotararii sus-mentionate, dosarul fiind inaintat spre solutionare Inaltei
Curti de Casatie si Justitie, in cauza nefiind inca fixat primul termen de judecata.
În baza analizei juridice asupra pretențiilor formulate de către Hidroconstrucția, Conducerea consideră
cererea de chemare în judecată neîntemeiată in ceea ce priveste daunele-interese care au fost pretinse
de reclamanta. Pe baza aspectelor prezentate, Conducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea
Societății sub aspectul pretentiilor pecuniare (daunele-interese solicitate) și, în consecință, nu este
probabilă o ieșire de resurse.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
89
32. DATORII CONTINGENTE (continuare)
c) Litigiu cu Hidroconstrucţia SA
Expunere potențială: 32.831.841 RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroconstructia SA
Dosar nr: 44443/3/2016. în prezent dosar nr. 11314/3/2021
Obiectul dosarului: Pretentii - contravaloarea costurilor generate de sistarea lucrarilor de constructie
aferente unor proiecte de investitii in curs de executie.
Hidroconstructia SA pretinde recuperarea costurilor generate de suspendarea lucrărilor de construcții
efectuate inaintea intrarii in insolventa a Hidroelectrica. Societatea susține că astfel de pretentii nu au
temei. având în vedere procesul de insolvență al Hidrolectrica și faptul că reclamanta si-a pierdut dreptul
la pretentii. deoarece nu le-a înregistrat în tabelul creditorilor.
În martie 2018 prima instanță a respins pretentiile Hidroconstructia SA. Această hotărâre a fost contestată
de Hidroconstructia SA. Societatea a contestat de asemenea hotărârea. deoarece prevedea taxe
administrative in sarcina Hidroelectrica.
În aprilie 2019. Curtea de Apel a trimis cauza primei instanțe pentru rejudecare. Dosarul a fost redeschis
de prima instanță (dosarul nr. 11314/3/2021).
In aprilie 2022. instanta a dispus intocmirea unui raport de expertiza in constructii hidrotehnice si a unui
raport de expertiza contabila de catre experti independenti. In cauza a fost intocmit raportul de expertiza
in specialitatea constructii hidrotehnice, ambele parti formuland obiectiuni fata de continutul acestuia.
Instanta a admis in parte obiectiunile formulate de parti, urmatorul termen de judecata, acordat pentru
ca expertul sa raspunda obiectiunilor incuviintate, precum si fata de lipsa raportului de expertiza
contabila, fiind stabilit pentru data de 17 iunie 2026.
Pe baza hotărârii initiale a primei instanțe. conducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea
Societatii și ȋn consecinţă. nu este probabilă o ieș ire de resurse.
32.2 CADRUL LEGISLATIV FISCAL
Controalele fiscale sunt frecvente în România. constând din verificări amănunțite ale registrelor contabile
ale contribuabililor. Astfel de controale au loc uneori dupa luni sau chiar ani de la stabilirea datoriilor
fiscale. În consecință. societatile ar putea datora impozite și amenzi semnificative. În plus. legislația fiscală
este supusă unor modificări frecvente. iar autoritățile manifestă de multe ori inconsecvențe în
interpretarea legislatiei.
Declarațiile fiscale pot face obiectul revizuirii și corectiilor de autoritățile fiscale. în general pentru o
perioadă de cinci ani după ce au fost depuse la autoritățile fiscale.
Autoritățile fiscale române au efectuat controale fiscale cu privire la impozitul pe profit si taxa pe valoare
adaugata ale Hidroelectrica până la 20 iunie 2012, iar cu privire la impozitul pe profit si taxa pe valoare
adaugata ale Hidroserv până la 31 decembrie 2014.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
90
32. DATORII CONTINGENTE (continuare)
Conducerea consideră că au fost recunoscute rezerve adecvate în situațiile financiare individuale pentru
toate datoriile fiscale semnificative; cu toate acestea. persistă riscul ca autoritățile fiscale să aibă poziții
diferite, acesta reprezentand un risc normal al mediului contabil/fiscal din România.
În anul 2025, Compania a fost notificată de autoritățile fiscale cu privire la inițierea unei inspecții fiscale
generale pentru perioada 2019 - 2024, care acoperă toate taxele și impozitele datorate bugetului de stat
central. Inspecția se află în prezent în stadiul preliminar – stabilirea domeniului de aplicare și solicitări de
informații.
32.3 OBLIGATII DE DEZAFECTARE
Dupa cum este descris in Nota 5 a4). Societatea a identificat obligatii de dezafectare in legatura cu
facilitatile sale hidroenergetice. Conducerea estimeaza ca. exceptand activele abandonate sau trecute in
post-utilizare in urma deciziilor conducerii si cu exceptia parcului eolian pentru care sunt recunoscute
provizioane de dezafectare (a se vedea Notele 22 si 29), aparitia unor evenimente care ar necesita
abandonarea sau trecerea in post-utilizare a altor active din domeniul public sau a hidrocentralelor
detinute de Societate pana la sfarsitul contractului de concesiune (28 ani de la 31 decembrie 2025) este
improbabila. avand in vedere durata de viata utila indelungata a barajelor. care poate fi extinsa
semnificativ peste 100 de ani prin mentenanta si modernizari.
33. PAR ȚI AFILIATE
a) Entitatea care controleaza in ultima instanta
Entitatea care controleaza in ultima instanta este statul român. reprezentat de Ministerul Energiei. cu o
participație de 80.0561%.
b) Tranzactii cu personalul-cheie din conducere
Personalul-cheie din conducere include membrii Directoratului si ai Consiliului de Supraveghere.
Remunerația Directoratului
2025
2024
Cheltuieli recunoscute in cursul anului
Componenta fixa
14.500.376
3.944.881
Componenta variabila
4.734.000
7.889.760
Reluarea excedentului recunoscut in anul precedent
(7.889.760)
-
Total
11.344.616
11.834.641
Plati efectuate in cursul anului
2025
2024
Componenta fixa
14.500.376
3.944.881
Componenta variabila (aferenta anului precedent)
7.855.045
-
Total
22.355.421
3.944.881
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
91
33. PARȚI AFILIATE (continuare)
Directoratul este format din 5 membri numiți pe o perioada de 4 ani.
Remuneratia directorilor executivi constă in: o indemnizatie fixa lunara care nu poate depasi de cinci ori
media salariul mediu brut lunar pe ultimele 12 luni (începând cu luna decembrie 2025) înainte de numire
publicat de Institutul Național de Statistică (INS) pentru codul de activitate al Societății (CAEN) conform
clasificării activităților din economia națională. și o componentă variabilă calculată pe baza indicatorilor
de performanță financiari și nefinanciari. negociati și aprobati de adunarea generală a acționarilor.
În anul 2024, Adunarea Generală a Acționarilor a aprobat componenta variabilă anuală pentru membrii
Directoratului, aceasta fiind limitată la 24 indemnizații brute lunare. Suma maximă anuală a componentei
variabile pentru toți membrii Directoratului este 7.889.760 RON.
Conform deciziei Consiliului de Supraveghere. adoptată în interesul companiei și al tuturor acționarilor.
având în vedere obligațiile care decurg din Jalonul 121 (PNRR). contextul instituit prin Decizia Comisiei
Europene C(2025) 3490/28.05.2025. precum și statutul Hidroelectrica de emitent listat pe o piață
reglementată. două dintre contractele de mandat au încetat prin acordul părților în luna septembrie 2025.
Astfel. suma maximă a componentei variabile aferente anului 2025 s-a diminuat la 4.734 mii RON. În urma
încetării. prin acordul părților. a celor două contracte de mandat. au fost stabilite compensații în valoare
totală de 3.156 mii RON.
In data de 28 iulie 2025. Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor a aprobat noii indicatori-cheie de
performanta financiari si nefinanciari rezultati din Planul de Administrare al Societatii.
La data de 14 decembrie 2025, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat salariul lunar fix la
de cinci ori salariul mediu brut lunar calculat conform celor descrise mai sus, în conformitate cu
prevederile Legii 109/2011. În plus, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat indicatorii de
performanță financiari și nefinanciari revizuiți.
Societatea nu are obligații contractuale privind pensii pentru foștii directori.
Remunerația Consiliului de Supraveghere
2025
2024
Cheltuieli recunoscute in cursul anului
Componenta fixa
3.804.663
1.779.434
Componenta variabila
991.000
1.776.816
Reluarea excedentului recunoscut in anul precedent
(1.776.816)
-
Total
3.018.847
3.556.250
Plati efectuate in cursul anului
2025
2024
Componenta fixa
3.804.663
1.779.434
Componenta variabila (aferenta anului precedent)
1.725.917
-
Total
5.530.580
1.779.434
Consiliul de Supraveghere este format din 7 membri numi ți pe o perioada de 4 ani.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
92
33. PARȚI AFILIATE (continuare)
Remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere a fost aprobată prin hotărâri ale acționarilor în anii
2024 și 2025. Conform acestor hotărâri. remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere consta într-
o indemnizație fixă lunară brută. egală cu de 2 ori media pe ultimele 12 luni a câştigului salarial mediu
brut lunar pentru activitatea desfăşurată conform obiectului principal de activitate înregistrat de Societate
(cod CAEN 3511). la nivel de clasă conform clasificaţiei activităţilor din economia națională. comunicat de
Institutul Național de Statistică anterior numirii și o componenta variabilă a remuneraţiei. calculată pe
baza indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari. negociați și aprobați de Adunarea Generala a
Acționarilor.
În anul 2024. Adunarea Generala a Acționarilor a aprobat componenta variabilă anuală pentru membrii
Consiliului de Supraveghere. aceasta fiind limitată la de 12 ori indemnizația fixă lunară. Suma maximă
anuală a componentei variabile pentru toți membrii Consiliului de Supraveghere este 1.776.816 RON.
In data de 28 iulie 2025. Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor a aprobat noii indicatori-cheie de
performanta financiari si nefinanciari rezultati din Planul de Administrare al Societatii.
Nu au fost acordate împrumuturi membrilor Consiliului de Supraveghere sau ai Directoratului în 2025 si
2024.
Nu au fost acordate / primite garanții catre / de la membrii Consiliului de Supraveghere sau ai
Directoratului.
c) Informații cu privire la tranzac țiile cu filialele
(i) Soldurile crean țelor și datoriilor de la/către filiale
Sold creante
de la
Sold datorie
Catre
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Hidroserv SA
99.799.443
497.989
55.752.188
32.365.580
Uzina de Construcţii Mașini
Hidroenergetice SRL
995.139
531.983
28.899.655
30.383.978
Total
100.794.583
1.029.972
84.651.842
62.749.558
Datoriile catre Hidroserv SA includ datorii din furnizarea serviciilor de mentenanta de catre aceasta.
Datoriile catre Uzina de Constructii Masini Hidroenergetice SRL includ datorii aferente contractelor de
modernizare.
Creantele fata de Hidroserv SA includ creante din chirii si livrare de energie electrica. Creantele fata de
Uzina de Constructii Masini Hidroenergetice SRL includ creante din livrare de energie electrica.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
93
33. PARȚI AFILIATE (continuare)
(ii) Tranzactii cu filialele
Vanzari in 2025
Vanzari in 2024
Cumparari in 2025
Cumparari in
2024
Hidroserv SA
3.362.479
1.246.517
362.095.282
310.807.540
Uzina de Construcţii
Mașini
Hidroenergetice SRL
4.102.297
902.283
79.744.696
10.315.049
Total
7.459.659
2.148.800
441.839.979
321.122.589
Achizitiile se refera in principal la achizitii de servicii de mentenanta de la Hidroserv SA si achizitii servicii
modernizari conform contracte la Uzina de Constructii Masini Hidroenergetice SRL Vanzarile catre filiale
se refera in principal la vanzare de energie electrica si servicii de inchiriere.
d) Tranzacții cu alte societăț i în care Statul deț ine control sau influența semnificativ ă
În cursul normal al activității sale. Societatea are tranzacții cu alte entităț i în care Statul deț ine control sau
influență semnificativ ă referitoare în principal la taxa pe apa uzinat ă. achiziția de energie electrică. servicii
de transport și sistem și vâ nz ări de energie electrică. după cum urmează:
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
94
33. PARȚI AFILIATE (continuare)
Furnizor
Achiziții (fără TVA) 2025
Datorii (inclusiv TVA)
31 decembrie 2025
Administrația Națională Apele Romane
430.067.386
98.226.116
Transelectrica (operatorul sistemului de energie
electrica din Romania)
680.444.435
152.172.688
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din
Romania)
267.197.352
683.322
Distributie Energie Electrica Romania
450.831.752
45.447.696
Alții
386.629.856
61.969.474
Total
2.215.170.782
358.499.295
Furnizor
Achiziții (fără TVA)
2024
Datorii (inclusiv TVA)
31 decembrie 2024
Administrația Națională Apele Romane
502.738.592
69.380.977
Transelectrica (operatorul sistemului de energie
electrica din Romania)
1.038.930.925
107.498.150
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din
Romania)
22.477.937
149.975
Distributie Energie Electrica Romania
293.620.301
59.656.673
Alții
48.881.780
996.389
Total
1.906.649.536
237.682.163
Vânzări
(fără TVA)
Creante
valoare bruta
(inclusiv TVA)
Pierdere din
depreciere
Creante
valoare neta
(inclusiv TVA)
Client
2025
31 decembrie 2025
Transelectrica (operatorul
sistemului de energie
electrica din Romania)
739.636.134
90.230.212
-
90.230.212
OPCOM (operatorul pietei
de energie electrica din
Romania)
686.612.232
427.824
-
427.824
Electrica Furnizare
302.853.622
25.784.774
-
25.784.774
Rompetrol Rafinare
238.367.320
32.177.509
-
32.177.509
Compania Municipala
Termoenergetica
44.983.058
17.816.320
-
17.816.320
Altii
501.596.818
168.583.170
(27.692.485)
140.890.685
Total
2.514.049.182
335.019.810
(27.692.485)
307.327.325
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
95
33. PARȚI AFILIATE (continuare)
Vânzări
(fără TVA)
Creante
valoare bruta
(inclusiv TVA)
Pierdere din
depreciere
Creante
valoare neta
(inclusiv TVA)
Client
2024
31 decembrie 2024
Transelectrica (operatorul
sistemului de energie electrica din
Romania)
1.946.833.917
192.449.261
-
192.449.261
OPCOM (operatorul pietei de
energie electrica din Romania)
2.704.049.345
73.489.057
-
73.489.057
Electrica Furnizare
163.692.478
5.922.604
-
5.922.604
Rompetrol Rafinare
206.461.816
64.460.701
-
64.460.701
S.N.G.N Romgaz SA
52.005.110
5.610.318
-
5.610.318
Raja SA
14.860.611
5.131.515
-
5.131.515
SN Radiocomunicatii SA
19.107.560
116.121
-
116.121
Compania Municipala
Termoenergetica
36.712.580
6.213.128
-
6.213.128
Engie Romania
8.163.600
-
-
-
Altii
191.941.736
152.796.357
(34.085.240)
118.711.117
Total
5.343.828.754
506.189.061
(34.085.240)
472.103.821
Alti clienti includ in principal institutii publice. autoritati locale si institutii de invatamant publice catre care
Societatea a furnizat energie electrica in 2025 si 2024.
Solduri
Banca
Conturi curente
Depozite bancare
Conturi curente
Depozite ancare
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Exim Bank
37.082
1.089.681.083
17.484
1.507.836.111
CEC Bank
19.259.792
100.372.603
38.973.297
882.191.103
Total
19.296.874
1.190.053.686
38.990.780
2.390.027.214
Tranzactii
Banca
Depozite bancare
Venituri din dobanzi
Depozite bancare
Venituri din dobanzi
2025
2024
Exim Bank
5.130.000.000
87.143.356
5.900.000.000
89.845.583
CEC Bank
250.000.000
7.209.932
3.079.831.552
54.005.030
Total
5.380.000.000
94.353.287
8.979.831.552
143.850.614
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA SA Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUAȚIILE FINANCIARE INDIVIDUALE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, dacă nu este indicat altfel)
96
34. EVENIMENTE ULTERIOARE
La sfârșitul lunii februarie 2026, a avut loc un eveniment geopolitic semnificativ în Orientul Mijlociu, care a dus la
creșterea tensiunilor regionale și la incertitudine. Ca urmare a creșterii tensiunilor geopolitice, începând cu februarie
2026, s-a înregistrat o creștere semnificativă a volatilității piețelor, precum și fluctuații ale prețurilor la energie,
petrol și gaze. In acest context, sunt asteptate cresteri inflationiste si perturbări în lanțurile globale de aprovizionare,
precum și o încetinire a creșterii economice.
Societatea nu are expuneri directe către părți afiliate și/sau clienți sau furnizori cheie ori bănci din regiunea afectată.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Marian FETIŢA
Director Direcție Financiara
Manager Departament Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A.
Societate administrata in sistem dualist
SITUATII FINANCIARE CONSOLIDATE
pentru anul incheiat la
31 decembrie 2025
Intocmite in conformitate cu
Ordinul Ministrului Finantelor Publice nr. 2844/2016
cu modificarile ulterioare
CUPRINS
RAPORTUL AUDITORULUI INDEPENDENT
SITUAȚIA CONSOLIDATA A POZIȚIEI FINANCIARE LA 31 DECEMBRIE 2025
1-2
SITUAȚIA CONSOLIDATA A PROFITULUI SAU PIERDERII ȘI ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
3
SITUAȚIA CONSOLIDATA A MODIFICĂRILOR CAPITALURILOR PROPRII
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
4-5
SITUAȚIA CONSOLIDATA A FLUXURILOR DE NUMERAR
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
6-7
NOTE LA SITUAȚIILE FINANCIARE CONSOLIDATE LA DATA ȘI PENTRU ANUL ÎNCHEIAT LA 31 DECEMBRIE
2025
8-76
BAZELE INTOCMIRII
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE
8
2. BAZELE CONTABILITĂȚII
11
3. MONEDA FUNCȚIONALĂ ȘI MONEDA DE PREZENTARE
12
4. STANDARDE EMISE CARE NU SUNT INCA IN VIGOARE
12
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE
13
6. BAZELE EVALUĂRII
20
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE
20
8. MODIFICARI POLITICI CONTABILE
36
9. SITUATII COMPARATIVE
36
PERFORMANTA FINANCIARA
10. SEGMENTE OPERATIONALE
36
11. VENITURI
38
12. ALTE VENITURI
39
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE
39
14. REZULTATUL FINANCIAR
41
15. REZULTATUL PE ACȚIUNE
42
BENEFICIILE ANGAJAȚIILOR
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR
42
IMPOZIT PE PROFIT
17. IMPOZIT PE PROFIT
45
ACTIVE
18. NUMERAR ȘI ECHIVALENTE DE NUMERAR SI NUMERAR RESTRICTIONAT
48
19. INVESTIŢII IN DEPOZITE
48
20. CREANȚE COMERCIALE
49
21. ALTE ACTIVE
49
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE
50
CAPITALURI PROPRII ȘI DATORII
23. CAPITAL ȘI REZERVE
57
24. ÎMPRUMUTURI
59
25. DATORII COMERCIALE
61
26. ALTE DATORII
61
27. VENITURI ÎN AVANS
62
28. PROVIZIOANE
62
INSTRUMENTE FINANCIARE
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE ȘI GESTIONAREA RISCULUI
64
COMPONENTA GRUPULUI
30. ACHIZITIA DE FILIALE
69
ALTE INFORMAȚII
31. ANGAJAMENTE
70
32. DATORII CONTINGENTE
70
33. PĂRȚI AFILIATE
73
34. EVENIMENTE ULTERIOARE
76
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A POZITIEI FINANCIARE
LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
1
Notă
31 decembrie
31 decembrie
2025
2024
Active
Active imobilizate
Imobilizări corporale
22
19.398.954.109
19.816.398.176
Imobilizări necorporale
66.719.955
53.848.538
Numerar restricționat
18
23.057.471
-
Alte active imobilizate
21
374.334.423
276.759.591
Total active imobilizate
19.863.065.958
20.147.006.305
Active circulante
Stocuri
123.808.015
93.998.138
Creanțe comerciale
20
1.698.377.642
1.633.688.425
Investiții in depozite
19
3.732.016.142
3.475.932.995
Numerar și echivalente de numerar
18
1.187.733.975
1.581.617.072
Numerar restricționat
18
32.066.077
21.057.471
Alte active circulante
21
64.960.265
23.926.235
Total active circulante
6.838.962.116
6.830.220.336
Total active
26.702.028.074
26.977.226.641
Capitaluri proprii și datorii
Capitaluri proprii
Capital social
23
4.498.025.670
4.498.025.670
Ajustarea la inflație a capitalului social
23
1.028.872.000
1.028.872.000
Patrimoniu public
45.324.243
45.324.243
Rezerva din reevaluare
23
11.110.747.401
11.580.347.711
Alte rezerve
23
1.029.674.414
1.025.970.174
Rezultat reportat
4.512.486.772
4.717.927.188
Total capitaluri proprii
22.225.130.500
22.896.466.986
Datorii
Datorii pe termen lung
Împrumuturi bancare
24
118.358.036
207.846.322
Datorii aferente contractelor de leasing
61.511.401
70.110.288
Venituri în avans
27
147.064.351
156.673.133
Datorii privind impozitul pe profit curent
17
7.822.302
8.195.893
Datorii privind impozitul amânat
17
1.396.868.878
1.460.112.440
Beneficiile angajaților
16
139.903.542
128.595.893
Provizioane
28
1.009.131.883
943.504.704
Datorii comerciale
25
14.900.534
998.585
Alte datorii
26
57.867.442
52.512.395
Total datorii pe termen lung
2.953.428.369
3.028.549.653
(continuare la pagina 2)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A POZITIEI FINANCIARE
LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
2
Notă
31 decembrie
31 decembrie
2025
2024
Datorii curente
Imprumuturi bancare
24
94.957.232
92.886.954
Datorii aferente contractelor de leasing
10.136.499
9.244.000
Datorii comerciale
25
777.323.350
429.683.124
Datorii aferente contractelor cu clienții
11
48.391.638
97.786.127
Datorii privind impozitul pe profit curent
17
180.640.051
60.327.927
Venituri în avans
27
5.607.539
6.145.943
Beneficiile angajaților
16
113.012.224
104.599.400
Provizioane
28
147.026.811
125.151.784
Taxa pentru producatorii de energie electrica
13E
-
2.135.558
Alte datorii
26
146.373.861
124.249.185
Total datorii curente
1.523.469.205
1.052.210.002
Total datorii
4.476.897.574
4.080.759.655
Total capitaluri proprii și datorii
26.702.028.074
26.977.226.641
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Director Direcţie Financiara
Marian FETIŢA
Manager Departement Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A PROFITULUI SAU PIERDERII SI A ALTOR ELEMENTE ALE REZULTATULUI GLOBAL
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
3
Nota
2025
2024
Venituri
11
9.619.009.529
9.122.709.143
Alte venituri
12
35,737,470
174.732.075
Apa uzinată
13 A
(444.764.067)
(517.805.427)
Cheltuieli cu beneficiile angajatilor
16
(1.019.751.138)
(866.329.938)
Transport și distribuție de energie electrică
13 C
(1.634.837.904)
(1.228.392.210)
Energie electrică achiziționată
13 B
(911.358.305)
(208.848.067)
Cheltuieli cu certificatele verzi
13 D
(354.337.865)
(273.534.123)
Amortizarea imobilizarilor corporale și necorporale
22
(882.878.794)
(904.968.113)
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si
necorporale, net
22
(99.463.122)
(39.493.787)
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
20
(32.346.083)
(65.946.725)
Reparatii, întreținere, materiale și consumabile
(111.529.434)
(92.355.537)
Taxa pentru producatorii de energie electrica
13 E
(122.721.182)
(234.654.212)
Alte cheltuieli de exploatare
13 F
(407.635.561)
(326.306.949)
Venituri din productia de imobilizari corporale in regie
proprie
85.916.136
49.222.254
Profit din exploatare
3.719.039.680
4.588.028.384
Venituri financiare
14
325.828.597
342.025.483
Cheltuieli financiare
14
(86.423.495)
(85.458.834)
Rezultat financiar net
239.405.102
256.566.649
Profit înainte de impozitare
3.958.444.782
4.844.595.033
Cheltuiala cu impozitul pe profit
17
(588.751.147)
(716.679.241)
Profit net
3.369.693.635
4.127.915.792
Rezultat pe actiune
Rezultatul pe actiune de baza si diluat (RON)
15
7,49
9,18
Alte elemente ale rezultatului global
Ajustari ale rezervei din reevaluare, net de impozit
(528.031)
(770.110)
Modificari ale obligațiilor privind beneficiile
determinate ale angajaților, net de impozit
16
2.726.933
(4.498.292)
Total alte elemente ale rezultatului global
2.198.902
(5.268.402)
Rezultat global
3.371.892.537
4.122.647.390
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Director Direcţie Financiara
Marian FETIŢA
Manager Departament Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A MODIFICARILOR CAPITALURILOR PROPRII
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
4
Capital social
Ajustarea la
inflație a
capitalului
social
Patrimoniul
public
Rezervă din
reevaluare
Alte rezerve
Rezultat reportat
Total capitaluri
proprii
Sold la 1 ianuarie 2024
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
12.076.640.610
1.024.033.814
6.393.661.171
25.066.557.508
Rezultat global
Profit net
-
-
-
-
-
4.127.915.792
4.127.915.792
Alte elemente ale rezultatului global
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare
a deprecierii imobilizarilor corporale
-
-
-
(770.110)
-
-
(770.110)
Modificari ale obligațiilor privind beneficiile
determinate ale angajaților, net de impozit
-
-
-
-
-
(4.498.292)
(4.498.292)
Total alte elemente ale rezultatului global
-
-
-
(770.110)
-
(4.498.292)
(5.268.402)
Total rezultat global
-
-
-
(770.110)
-
4.123.417.500
4.122.647.390
Tranzacții cu acționarii Societății
Contributii si distribuiri
Dividende (Nota 23)
-
-
-
-
-
(6.292.737.912)
(6.292.737.912)
Total tranzacții cu acționarii Societatii
-
-
-
-
-
(6.292.737.912)
(6.292.737.912)
Alte modificări ale capitalurilor proprii
Constituirea rezervelor legale
-
-
-
-
1.936.360
(1.936.360)
-
Transferul rezervei din reevaluare la
rezultatul reportat ca urmare a amortizării și
ieșirilor de imobilizări corporale (Nota 23)
-
-
-
(495.522.789)
-
495.522.789
-
Sold la 31 decembrie 2024
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
11.580.347.711
1.025.970.174
4.717.927.188
22.896.466.986
(continuare la pagina 5)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A MODIFICARILOR CAPITALURILOR PROPRII
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
5
Capital social
Ajustarea la
inflație a
capitalului
social
Patrimoniul
public
Rezervă din
reevaluare
Alte rezerve
Rezultat reportat
Total capitaluri
proprii
Sold la 1 ianuarie 2025
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
11.580.347.711
1.025.970.174
4.717.927.188
22.896.466.986
Rezultat global
Profit net
-
-
-
-
-
3.369.693.635
3.369.693.635
Alte elemente ale rezultatului global
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare a
deprecierii imobilizarilor corporale
-
-
-
(528.031)
-
-
(528.031)
Modificari ale obligațiilor privind beneficiile
determinate ale angajaților, net de impozit
-
-
-
-
-
2.726.933
2.726.933
Total alte elemente ale rezultatului global
-
-
-
(528.031)
-
2.726.933
2.198.902
Total rezultat global
-
-
-
(528.031)
-
3.372.420.568
3.371.892.537
Tranzacții cu acționarii Societății
Contributii si distribuiri
Dividende (Nota 23)
-
-
-
-
-
(4.043.229.023)
(4.043.229.023)
Total tranzacții cu acționarii
-
-
-
-
-
(4.043.229.023)
(4.043.229.023)
Alte modificări ale capitalurilor proprii
Constituirea rezervelor legale
-
-
-
-
3.704.240
(3.704.240)
-
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul
reportat ca urmare a amortizării și ieșirilor de
imobilizări corporale (Nota 23)
-
-
-
(469.072.279)
-
469.072.279
-
Sold la 31 decembrie 2025
4.498.025.670
1.028.872.000
45.324.243
11.110.747.401
1.029.674.414
4.512.486.772
22.225.130.500
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Director Direcţie Financiara
Marian FETIŢA
Manager Departement Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A FLUXURILOR DE NUMERAR
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
6
Notă
2025
2024
Fluxuri de numerar din activitati de exploatare:
Profit net
3.369.693.635
4.127.915.792
Ajustări pentru:
Amortizarea imobilizărilor corporale
22
879.816.786
901.573.161
Amortizarea imobilizărilor necorporale
3.017.046
3.394.952
Pierderi din deprecierea imobilizărilor corporale si necorporale, net
22
99.463.122
39.493.787
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale, net
20
37.087.014
65.946.725
Ajustări pentru deprecierea stocurilor
494.934
(879.030)
Provizioane pentru riscuri și cheltuieli
(20.737.686)
43.197.769
Castig din achizitia de filiale
12,30
-
(25.727.908)
Pierderi din cedări de imobilizări corporale
13 F
1.292.963
6.252.784
Diferențe de curs valutar
1.040.155
(211.220)
Venituri din dobânzi
14
(283.174.321)
(332.133.890)
Cheltuieli cu dobânzile
14
22.396.637
26.925.341
Dobanda aferentă provizionului de dezafectare
65.863.834
-
Cheltuiala cu impozitul pe profit
17
588.751.848
716.679.241
4.765.005.268
5.572.427.504
Modificari în:
Creanțe comerciale
(84.317.874)
1.348.333.059
Stocuri
(30.304.810)
(12.611.579)
Numerar restrictionat
(34.066.077)
80.000.000
Alte active
10.411.823
45.643.998
Datorii comerciale
185.842.408
21.348.384
Venituri în avans
(10.147.187)
25.588.775
Beneficiile angajaților
10.135.573
14.604.683
Alte datorii
31.578.735
112.692.719
Numerar generat din activități de exploatare
4.844.083.859
7.208.027.543
Dobânzi plătite
(12.239.091)
(18.840.756)
Impozit pe profit plătit
(531.682.586)
(836.254.275)
Numerar net din activitatea de exploatare
4.300.162.182
6.352.932.512
Fluxuri de numerar din activitatea de investiții:
Plăți pentru achiziția de imobilizări corporale
(541.380.425)
(284.085.602)
Plăți pentru achiziția de imobilizări necorporale
(17.513.580)
(324.712)
Ȋncasări din vânzarea de imobilizări corporale
8.826.780
-
Încasări din răscumpărarea obligaţiunilor corporative
-
353.331.500
Plăți pentru depozite deţinute ȋn scop investiţional
(9.080.000.000)
(6.950.000.000)
Încasări din depozite deţinute in scop investiţional
8.815.000.000
7.850.000.000
Dobânzi încasate
265.769.963
305.879.768
Achizitie filiale, net de numerar achizitionat
-
(67.879.000)
Numerar net din/ (utilizat în) activitatea de investiţii
(549.297.260)
1.206.921.954
(continuare la pagina 7)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
SITUATIA CONSOLIDATA A FLUXURILOR DE NUMERAR
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
7
Notă
2025
2024
Fluxuri de numerar din activitatea de finanțare:
Rambursări de împrumuturi
24
(94.194.174)
(92.349.679)
Plăți aferente contractelor de leasing
24
(8.593.538)
(6.436.017)
Dividende plătite
23
(4.041.960.306)
(6.287.086.070)
Numerar net utilizat în activitatea de finanțare
(4.144.748.018)
(6.385.871.766)
Creșterea/(descresterea) netă a numerarului și echivalentelor de
numerar
(393.883.097)
1.173.982.700
Numerar și echivalente de numerar la 1 ianuarie
18
1.581.617.072
407.634.372
Numerar și echivalente de numerar la 31 decembrie
18
1.187.733.975
1.581.617.072
Notele anexate sunt parte integrantă a acestor situații financiare consolidate.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Director Direcţie Financiara
Marian FETIŢA
Manager Departement Contabilitate
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
8
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZ Ă ȘI INFORMAȚII GENERALE
(a) Informații generale despre Grup
Societatea de Producere a Energiei Electrice în Hidrocentrale Hidroelectrica S.A. („Societatea” sau „Hidroelectrica”) este o
societate pe actiuni, înregistrata in România. Sediul social al Societății este Bd. Ion Mihalache nr. 15-17, Cladirea Tower
Center, etajele 10-15, Sector 1, Bucure ști. Societatea este inregistrata la Oficiul Registrului Comertului sub nr.
J40/7426/2000 si are cod unic de inregistrare 13267213.
Aceste situații financiare consolidate includ Societatea ș i filialele sale (denumite împreună „Grupul”).
Grupul are ca principale obiecte de activitate producerea de energie electrică (hidro si eoliană) și furnizarea de energie
electrica consumatorilor finali.
La 31 decembrie 2025, Statul Roman prin Ministerul Energiei are o detinere de 360.094.390 actiuni, reprezentand
80,0561% din capitalul social si din totalul drepturilor de vot. Restul actiunilor sunt tranzactionate pe Bursa de Valori
Bucuresti dupa cum urmeaza: 75.600.136 actiuni, reprezentand 16,8074% din capitalul social sunt detinute de catre
persoane juridice si 14.108.041 actiuni reprezentand 3,1365% din capitalul social sunt detinute de catre persoane fizice.
Societatea este administrată în sistem dualist, de către Consiliul de Supraveghere și Directorat.
Intre 23 iunie si 4 iulie 2023, Societatea a derulat o oferta publica intiala. Alocarea ac ţiunilor a fost realizată ȋn data de 5
iulie 2023, oferta total ă cuprinz â nd ȋntreaga deţinere a Fondului Proprietatea, si anume 89.708.177 actiuni, reprezentand
19,9439% din capitalul social al Societatii.
Prima zi de tranzactionare a actiunilor Hidroelectrica la Bursa de Valori Bucuresti a fost 12 iulie 2023.
Lista filialelor
La 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024 Hidroelectrica are următoare le filiale:
Filiala
Activitatea
Sediul
social
% participație la 31
decembrie 2025
% participație la 31
decembrie 2024
Hidroserv S.A. (societate în
reorganizare)
Servicii în sectorul
energetic
(întreținere,
reparații, construcții)
București,
România
100%
100%
Uzina de Construcții Mașini
Hidroenergetice S.R.L.
Fabricarea de
motoare și turbine
Reșita,
România
100%
-
Hidroserv S.A. a intrat în procedura de insolvență în octombrie 2016. În 2020, a fost aprobat un plan de reorganizare a
filialei de către Adunarea Creditorilor si confirmat de judecătorul sindic. Pe data de 25 iunie 2025, procedura insolventei
a fost finalizata.
În 22 februarie 2023, Societatea a fost declarată caștigatoare a procedurii de vânzare a liniilor de business ABC și platform a
Calnicel, ale UCM Resita SA. În ianuarie 2024, Societatea a înființat o nouă filială, Uzina de Construcții Mașini
Hidroenergetice S.R.L., prin care a preluat afacerea de la U.C.M. Resita SA. Tranzacția a fost finalizată în data de 11 marti e
2024.
Toate veniturile sunt obtinute in Romania.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
9
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE (continuare)
(b) Cadrul legislativ
Activitatea in sectorul energetic este reglementată de Autoritatea Națională de Reglementare în Domeniul Energiei
(„ANRE”).
Principalele responsabilități ale ANRE includ: licentierea entităților care activeaza în sectorul energ etic, emiterea
reglementarilor aplicabile pieței energiei electrice, aprobarea prețurilor și tarifelor reglementate și emiterea
metodologiilor pentru stabilirea prețurilor și tarifelor reglementate.
(c) Principalele activități ale Grupului
Producerea de energie electric ă și servicii de sistem
Grupul produce energie electric ă prin exploatarea a 188 de hidrocentrale și microhidrocentrale, inclusiv 5 statii de
pompare (principalele capacitati de producție fiind Porțile de Fier I si Porțile de Fier II, care reprezintă aproximativ 40% din
totalul energiei electrice produse) si 36 de turbine eoliene de cate 3 MW fiecare.
Energia electrică produsă este vândută atat pe piata angro, cat si pe piata cu amanuntul (furnizare catre consumatori i
finali).
La 1 ianuarie 2023 a fost implementat de Guvern un mecanism de achizitie centralizata a energiei electrice, prin care
producatorii de energie electrica vor vinde cantitatea de energie electrica disponibila (necontractata pana in noiembrie
2022) catre operatorul pietei, OPCOM, la pretul fix de 450 LEI/MWh.
În martie 2024 Guvernul a emis o noua Ordonanta de Urgenta (OUG nr. 32/28.03.2024) prin care, începând cu data de 01
Aprilie 2024, mecanismul MACEE devine voluntar, lăsând producătorilor posibilitatea de a vinde energia la prețul de 400
lei/MWh până la data de 31 decembrie 2024. Astfel, pentru anul 2024, prețul plătit de achizitorul unic (OPCOM)
producătorilor de energie electrică care vând energia electrică prin intermediul MACEE în cadrul licitațiilor lunare este
după cum urmează:
• 450 lei/MWh pentru energia contractată până la data de 31 martie 2024;
• 400 lei/MWh pentru energia contractată începând cu data de 1 aprilie 2024.
Incepand cu 1 ianuarie 2025, mecanismul de achiziție centralizată a energiei electrice a fost eliminat.
Hidroelectrica S.A. furnizează, de asemenea, servicii de sistem către operatorul sistemului energetic național,
Transelectrica. Serviciile de sistem presupun punerea la dispoziția Transelectrica a un ei capacități convenite de producere
a energiei electrice într-o anumită perioada de timp, astfel încât să permită operatorului de sistem să realizeze echilibrarea
permanentă a sistemului energetic.
Furnizarea de energie electric ă consumatorilor finali
Piața energiei electrice pentru consumatorii finali din România este liberalizată și toți consumatorii sunt liberi să iși aleagă
furnizorul de energie electrica de la care pot achizitiona energie electrica la prețuri negociate.
Grupul furnizează energie electrică la tarife negociate atat consumatorilor industriali, cat și consumatori lor casnici. Tariful
de furnizare include, pe lângă prețul energiei electrice, costurile de transport și distribuție a energiei electrice (a se vedea
politica contabila 7 c)), contribuția la schema de sprijin pentru cogenerare a de inalta eficiență si costul certificatelor verzi
(a se vedea secțiunea privind certificatele verzi).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
10
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE (continuare)
Începând cu 1 noiembrie 2021, din cauza creșterii semnificative a prețurilor energiei pe piețele internaționale și naționale
și a impactului acestora asupra consumatorilor din România, Guvernul a implementat scheme de sprijin pentru
consumatori, după cum urmează:
• plafonarea tarifelor de furnizare a energiei electrice pentru consumatorii casnici și non-casnici pana la data de 30
iunie 2025. Diferența între prețul plafonat si costul reglementat a fost acoperit printr-o subvenție acordată de stat
pentru a compensa impactul mecanismului de plafonare. Pe masura ce Grupul depune cererile de rambursare la
autoritatile competente in conformitate cu legislatia in vigoare, creanta si venitul aferent sunt inregistrate in
contabilitate (nota 11).Impactul acestui mecanism asupra performanței financiare a societăţii în anul 2025 a fost
diminuarea veniturilor ca urmare a plafonării prețurilor cu 46 milioane RON.
Certificate verzi („CV”)
În calitate de producător de energie electrică din surse regenerabile (energie eoliana si energie hidroelectrică în
microhidrocentrale retehnologizate cu o capacitate instalată de cel mult 10MW și cu o durată de funcționare de cel puțin
15 ani de la data punerii în funcțiune, precum si energie eoliana), Grupul primeste certificate verzi prin schema de sprijin
a certificatelor verzi.
În anul 2025, Grupul a primit între 3 certificate verzi pentru fiecare MWh produs în microhidrocentralel a eligibila și 0,75
certificate verzi pentru fiecare MWh produs de parcul eolian în anul 2025 și anul 2024. În 2024 a primit între 2,92 și 3
certificate verzi pentru fiecare MWh produs în microhidrocentralele eligibile. În 2025, Grupul a generat din portofoliu
propriu de producție 24.635 CV din centrale hidroelectrice și 197.813 CV din centrala eoliană (CEE Crucea Nord) (202 4:
28.089 CV din centrale hidroelectrice și 217.200 CV din centrala eoliană).
Prețul de vânzare trebuie să se incadreze între valorile minime și maxime stabilite de lege:
(a) o valoare minimă de tranzacționare de 29,4 EUR /CV și
(b) o valoare maximă de tranzacționare de 35 EUR /CV.
În calitate de furnizor de energie electrică, Grupul este obligat să achiziționeze un număr de certificate verzi calculat pri n
înmulțirea cotei anuale obligatorii de cumparare a certificatelor verzi cu cantitatea (in MWh) de energie electrică furnizată
consumatorilor finali. ANRE stabilește nivelul anual al cotei obligatorii de cumparare a certificatelor verzi, Societatea este
eligibilă să primească certificate verzi pentru producția parcului eolian Crucea, care sunt utilizate pentru a stinge parțial
obligația de respectare a cotei anuale obligatorii. Diferența este achiziționată de Societate pentru atingerea cotei, iar
Societatea recunoaște contravaloarea necesară pentru achiziționarea certificatelor verzi pentru îndeplinirea cotei în
„Datorii comerciale”.
Cota aplicabila pentru 2025 este 0,49983 certificate verzi pe MWh (cota aplicabilă 2024: 0,496 certificate verzi pe MWh).
Taxa pentru producatorii de energie electrica
Taxa pentru producatorii de energie electrica este calculata prin aplicarea procentului de 100% asupra pretului mediu
lunar de vânzare al energiei electrice care depășește prețul de 400 MWh aplicabilă până la 31 martie 2025.
Ȋn februarie 2025, Guvernul a emis o nouă Ordonanţă de Urgenţă (OUG nr. 6/27.02.2025) prin care se prelungeste
aplicabilitatea taxei cu o perioda de 3 luni pana la 30 iunie 2025. Ȋncepând cu data de 01 aprilie 2025, taxa pentru
producătorii de energie este calculată prin aplicarea procentului de 80% (scazut de la 100%) asupra diferenţei dintre preţul
mediu net lunar de vânzare și preţul de 400 RON pe MWh.
Prețul mediu net lunar de vânzare este calculat pe baza vânzărilor lunare ale segmentului de producere de energie
electrică, din producție proprie, care includ și valoarea energiei electrice transferate în cadrul aceleiași entități din
portofoliul de producător (segmentul de producere) în portofoliul de furnizor (segmentul de furnizare), minus cheltuielile
lunare cu dezechilibre.
Taxa pentru producătorii de energie electrică a fost eliminată incepand cu 1 iulie 2025.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
11
1. ENTITATEA CARE RAPORTEAZĂ ȘI INFORMAȚII GENERALE (continuare)
Taxa pe constructii specia le
Începând cu 1 ianuarie 2025, impozitul pe construcții a fost introdus prin Ordonanța de Urgență a Guvernului (OUG)
156/2024, cu modificările ulterioare, calculat ca 0,5% din valoarea contabilă netă a construcțiilor eligibile deținute la 31
decembrie a anului precedent și a construcțiilor care fac obiectul unui contract de concesiune.
Grupul a înregistrat o cheltuială cu impozitul de 51.133.367 lei pentru perioada încheiată la 31 decembrie 2025.
2. BAZELE CONTABILITĂȚ II
Aceste situații financiare consolidate au fost întocmite în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor Publice nr.
2844/2016 pentru aprobarea Reglementărilor contabile conforme cu Standardele Internaționale de Raportare Financiară,
cu modificările ulterioare („OMFP 2844/2016”). În accepțiunea OMFP 2844/2016, Standardele Internaționale de Raportare
Financiară („IFRS”) reprezintă standardele adoptate potrivit procedurii prevăzute de Regulamentul Comisiei Europene nr.
1606/2002 al Parlamentului European și al Consiliului din 19 iulie 2002 privind aplicarea standardelor internaționale de
contabilitate (IFRS adoptate de Uniunea Europeană). OMFP nr. 2844/2016 include și prevederi adiționale față de
prevederile IFRS adoptate de UE, Grupul identificând în cazul sau specific, în principal aspectele enumerate mai jos.
Situațiile financiare consolidate au fost autorizate pentru emitere de către Directoratul Societatii la data de 25.03.202 6 si
de catre Consiliul de Supraveghere la data de 26.03.2026.
OMF 2844/2016 este conform cu Standardele de Contabilitate IFRS așa cum au fost adoptate de Uniunea Europeană, cu
următoarele excepții:
- IAS 21 Efectele variației cursurilor de schimb valutar cu privire la moneda funcțională si cu excepția IAS 12 Impozitul
pe profit referitor la tratamentul impozitului minim pe cifra de afaceri ca o cheltuială cu impozitul pe profit.
- Aceste excepții nu afectează conformitatea situațiilor financiare ale Societății cu Standardele de Contabilitate IFRS,
așa cum au fost adoptate de UE.
Grupul intocmeste si un set principal de situații financiare consolidate în conformitate cu Ordinul Ministrului Finanțelor
Publice nr. 2844/2016 in limba engleza aprobate la aceeasi data cu aceste situatii financiare.
Aditional, Grupul a identificat urmatoarele diferente de prezentare dintre IFRS-EU si OMFP nr. 2844/2016, care sunt
reflectate in acest set de situatii financiare:
• Taxa plătită pentru racordarea capacităților de producere a energiei electrice la rețeaua electrică este prezentata
ca parte a „Imobilizarilor corporale” in situatiile financiare IFRS-EU, in timp ce in situațiile financiare OMFP
nr.2844/2016 este prezentat a ca „Imobilizări necorporale” (valoarea neta a taxelor platire pentru racordare
inclusa in imobilizari necorporale este de 30.470.918 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 32.096.035
RON);
• Impactul retratarii capitalului social statutar in termeni nominali conform IAS 29 “Raportarea financiara in
economiile hiperinflationiste”, in suma de 1.028.872.00 RON, este prezentat ca parte a “Capitalului social” in
situatiile financiare IFRS-EU in timp ce in situatiile financiare OMFP nr. 2844/2016 este prezentat ca un element de
capital separat de capitalul social si anume “Ajustarea la inflatie in conformitate cu IAS 29”;
• Contribuția în numerar primită de la stat pentru construirea activelor din domeniul public in suma de 45.324.243
RON la 31 decembrie 2025 si 2024 (ex. anumite tipuri de active, cum ar fi barajele, care vor fi transferate statului
la sfârșitul duratei lor de viata economica) este prezentata ca “Venituri in avans” in situatiile financiare IFRS-EU, in
timp ce in situatiile financiare OMFP nr. 2844/2016 este prezentat ca “Patrimoniul public”;
• Obligatiile privind bonusurile angajatilor in suma de 42.529.000 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024:
42.681.942 RON) sunt prezentate ca “Datorii privind beneficiile angajatilor” in situatiile financiare IFRS-EU, in timp
ce in situatiile financiare OMFP nr.2844/2016 sunt prezentate ca “Provizioane”. De asemenea cheltuiala aferenta
in cursul anului in suma de42.529.000 RON este inclusa in „Alte cheltuieli de exploatare”, in timp ce in situatiile
financiare IFRS-EU era in „Cheltuieli cu beneficiile angajatilor”.
Aceste situații financiare consolidate au fost întocmite pe baza continuității activității. Informatii despre politicile cont abile
ale Grupului sunt incluse în Nota 7.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
12
3. MONEDA FUNC ȚIONALĂ ȘI MONEDA DE PREZENTARE
Aceste situa ții financiare consolidate sunt prezentate î n lei româ ne ști (RON), aceasta fiind și moneda funcțională a Grupului
pe baza unor evaluări separate efectuate în conformitate cu IAS 21.Toate sumele sunt prezentate în RON, dacă nu este
indicat altfel.
4. ADOPTAREA DE STANDARDE IFRS NOI ȘI REVIZUITE ȘI INTERPRETĂRI, ASTFEL CUM AU FOST ADOPTATE DE UNIUNEA
EUROPEANA
Următoarele Standarde IFRS noi, amendamente și interpretări ale Standardelor IFRS existente au fost adoptate începând
cu 1 ianuarie 2025. Efectul adoptării acestora este prezentat mai jos:
- IAS 21 – Efectele variației cursurilor de schimb valutar: lipsa unui curs de schimb oficial (amendamente). Modificările
intră în vigoare pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2025. Noul standard IFRS
adoptat nu a avut un i mpact semnificativ asupra politicilor contabile ale Societății.
Standarde emise, dar care nu sunt încă în vigoare și nu au fost adoptate timpuriu
- IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentare - Clasificarea și masurarea Instrumentelor
Financiare (Amendamente). În mai 2024, IASB a emis amendamente la Clasificarea și Măsurarea Instrumentelor
Financiare, care modifică standardele IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări, iar
acestea sunt aplicabile pentru perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2026, cu adoptarea
anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste ame ndamente nu vor avea un impact semnificativ.
- IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări - Contracte care fac referire la energie
electrică dependentă de factori naturali (Amendamente). În decembrie 2024, IASB a emis modificări specifice pentru o
mai bună prezentare a contractelor care fac referire la energia electrică dependentă de factori naturali, amendamente
care modifica IFRS 9 Instrumente Financiare și IFRS 7 Instrumente Financiare: Prezentări, acestea intra în vigoare pentru
perioadele anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2026, cu adoptarea anticipată permisă. Conducerea a
evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ.
- Îmbunătățiri anuale ale standardelor de contabilitate IFRS – Volumul 11. În iulie 2024, IASB a emis Îmbunătățiri anuale
ale standardelor de contabilitate IFRS – Volumul 11. O entitate trebuie să adopte aceste amendamente pentru
perioadele de raportare anuală care încep la sau după 1 ianuarie 2026. Adoptarea anticipată este permisă. Conducerea
a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impact semnificativ.
Standardele/modificările care nu sunt încă în vigoare și nu au fost încă aprobate de Uniunea Europeană
- IFRS 18 Prezentare și descriere în situațiile financiare. În aprilie 2024, IASB a emis IFRS 18 Prezentarea și descrierea în
situațiile financiare, care înlocuiește IAS 1 - Prezentarea Situațiilor Financiare, acesta intra în vigoare pentru perioadele
anuale de raportare care încep la sau după 1 ianuarie 2027, cu adoptarea anticipată. Grupul este în curs de a identifica
impactul amendamentelor asupra situațiilor financiare și a notelor acestora. Impactul estimat asupra situațiilor
financiare se referă la:
- Diferențele de curs valutar vor fi clasificate în categoria în care sunt incluse veniturile și cheltuielile aferente
elementului care generează diferențele de curs valutar;
- Vor fi introduse noi prezentări de informații: (a) indicatori de performanță definiți de conducere; (b) cheltuieli
specifice după natură, în cazul în care cheltuielile sunt prezentate după natură în categoria operațională a situației
profitului sau pierderii; și (c) o reconciliere pentru fiecare element din situația profitului sau pierderii între valorile
retratate prezentate prin aplicarea IFRS 18 și valorile prezentate anterior prin aplicarea IAS 1.
- Dobânzile încasate și dobânzile plătite vor fi clasificate în activitățile de finanțare.
- IFRS 19 – Filiale fără răspundere publică: prezentări de informații (inclusiv amendamente). În mai 2024, IASB a emis
IFRS 19 Filiale fără răspundere publică: prezentări de informații, care va intra în vigoare pentru perioadele de raportare
anuală care încep la sau după 1 ianuarie 2027, cu adoptarea anticipată permisă. Conducerea a evaluat că aceste
amendamente nu vor avea un impact semnificativ
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
13
4. MODIFICĂRI ALE POLITICII CONTABILE ȘI ALE INFORMAȚIILOR DE PREZENTAT (continuare)
- IAS 21 Efectele variatiei cursurilor de schimb valutar: Conversia într-o monedă de prezentare hiperinflaționistă
(Amendamente). În noiembrie 2025, IASB a emis amendamente privind conversia într-o monedă de prezentare
hiperinflaționistă, care modifică IAS 2 1 Efectele variatiei cursurilor de schimb valutar, iar acestea devin aplicabile pentru
perioadele de raportare anuale care încep la sau după 1 ianuarie 2027, aplicarea anticipată fiind permisă. Conducerea
a evaluat că aceste amendamente nu vor avea un impa ct semnificativ
- Amendament la IFRS 10 – Situații financiare consolidate și IAS 28 – Investițiile în entitățile asociate și în asocierile în
participație: Vânzarea sau aportul de active între un investitor și entitatea asociată sau asocierea în participație. În
decembrie 2 015, IASB a amânat pe termen nelimitat data de intrare în vigoare a acestui amendament, în așteptarea
rezultatului proiectului său de cercetare privind metoda punerii în echivalență.
5. UTILIZAREA RA ȚIONAMENTELOR SI A ESTIMARILOR CONTABILE
Pentru întocmirea acestor situații financiare individuale, conducerea a elaborat raționamente si estimări care afectează
aplicarea politicilor contabile ale Societății și valorile raportate ale activelor, datoriilor, veniturilor și cheltuielilor.
Rezultatele efective pot diferi de aceste estimări.
Estimările și ipotezele care stau la baza acestora sunt revizuite periodic. Revizuirile estim ărilor sunt recunoscute prospectiv.
a) Raționamente
Informaț ii despre ra ționamentele facute în aplicarea politicilor contabile care au cele mai semnificative efecte asupra
sumelor recunoscute în situa țiile financiare sunt prezentate mai jos:
a1) Contract de concesiune
În noiembrie 1998 a fost emisă Legea nr. 213/1998, care reglementează statutul domeniului public. Această lege prevede
că dreptul de proprietate asupra bunurilor din domeniul public aparține statului sau autorităților locale, care pot închiria
bunurile aflate în proprietate publică. În conformitate cu prevederile Legii nr. 213/1998 și ale Legii nr. 219/1998, Ministerul
Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei) a inchiriat Societatii amenajarile hidroenergetice (baraje, diguri,
ecluze, lacuri de acumulare) și terenurile pe care se afla acestea. Astfel, în decembrie 2004, a fost încheiat contractul de
concesiune nr. 171/27.12.2004 intre Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei) (concedent) ș i
Societate (concesionar) pentru activele hidroenergetice aflate in patrimoniul public la 31 decembrie 2003.
Principalele clauze a le contractului de concesiune si modificarile sale ulterioare sunt urmatoarele:
• Statul, prin Ministerul Economiei și Comerțului (în prezent Ministerul Energiei), deține dreptul de proprietate asupra
activelor de domeniul public care fac obiectul contractului;
• Societatea are dreptul de a utiliza aceste active pentru o perioada de 49 de ani de la data semnării (perioada poate fi
prelungită, in conformitate cu prevederile legii concesiunilor, cu jumătate din perioada inițială, prin acordul comun al
partilor), în scopul exploatării, reabilitarii, modernizării, retehnologizarii, precum și constructiei de noi amenajări
hidroenergetice conform programelor de investiții;
• Societatea plătește o redevență anuală de 1/1000 din veniturile anuale din productia de energie electrica și servicii de
sistem produse in hidrocentrale;
• La încetarea contractului, anumite active care au fost utilizate de concesionar în derularea concesiunii vor fi restituite
concedentului, după cum este explicat mai jos;
• Societatea are obligația de a utiliza activele în conformitate cu prevederile contractului de concesiune și ale licenței
de funcționare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
14
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
Contractul de concesiune prevede următoarele tipuri de active:
• Bunuri de retur – active din domeniul public care apartin concedentului si care sunt restituite concedentului cu titlu
deplin, gratuit și libere de orice sarcini, la încetarea contractului de concesiune. Bunurile de retur sunt active din
domeniul public cum ar fi baraje, diguri, ecluze, care fac obiectul concesiunii/leasingului, precum și cele rezultate din
investiții/modernizări ale acestor active efectuate de Societate în perioada contractului de concesiune. Societatea
amortizează aceste investiţii/modernizări pe durata minima dintre perioada rămasă a contractului de concesiune și
durata de viață utilă a acestor active.
• Bunuri de preluare – active care apartin concesionarului si sunt utilizate de concesionar in perioada concesiunii si care
sunt similare ca natura cu activele din domeniul public de mai sus (amenajări de terenuri, construcții, instalații speciale
și echipamente tehnologice), asupra carora, la încetarea contractului de concesiune, concedentul are optiune a de
preluare în schimbul unei plăți egale cu „valoarea contabilă actualizată” la data preluării. În interpretarea Societății,
„valoarea contabilă actualizată” este valoarea contabilă netă la data preluării si, având în vedere că Societatea
utilizează modelul reevaluării, această valoare va fi valoarea reevaluată la acea dată. Aceste active sunt amortizate pe
durata lor de viață utilă estimata.
• Bunuri proprii – active care, la încetarea contractului de concesiune, rămân în proprietatea concesionarului. Bunurile
proprii sunt activele (construcții, instalatii speciale, echipamente tehnologice, aparate de măsură și control, mijloace
de transport, mobilier, echipamente de birou, echipamente de protecție și alte imobilizari corporale) care aparțin
concesionarului și sunt utilizate de acesta in perioada concesiunii, cu excepția bunurilor de preluare. Aceste active
sunt amortizate pe durata lor de viață utilă estimată.
În analiza aplicării IFRIC 12 „Acorduri de concesiune a serviciilor”, Grupul a luat în considerare următoarele caracteristici
ale acordurilor de concesiune a serviciilor de tip public-privat în analiza contractului de concesiune:
a) Concedentul controleaz ă sau reglementează tipul de servicii pe care concesionarul trebuie să le presteze în cadrul
infrastructurii, cui trebuie să le presteze și la ce preț; si
b) Concedentul controlează – prin dreptul de proprietate, dreptul la beneficiu sau în alt mod – orice interes rezidual
semnificativ în infrastructura la sf ârșitul termenului acordului.
Grupul a concluzionat că nu se încadrează în aria de aplicare a IFRIC 12 deoarece nu îndeplinește caracteristica a) de mai
sus, concedentul nu reglementează cui trebuie să presteze concesionarul serviciul și la ce preț. Grupul a considerat că
mecanismul de fixare a prețurilor introdus de Guvern începând cu 1 ianuarie 2023 nu afectează această concluzie,
deoarece acest mecanism este temporar și se aplică numai unei părți din producție.
Grupul recunoaște redevența aferentă contractului de concesiune în Alte cheltuieli de exploatare.
a2) Leasing și modernizări ale bunurilor de retur
În analiza aplicării IFRS 16 „Contracte de leasing” asupra contractului de concesiu ne prezentat mai sus, Grupul a luat în
considerare următoarele criterii pentru a determina dac ă acest contract conține un contract de leasing:
a) locatarul are dreptul de a ob ține în esență toate beneficiile economice din utilizarea activului identificat;
b) locatarul are dreptul de a dispune cu privire la utilizarea activului identificat.
Grupul a concluzionat că ambele criterii sunt îndeplinite si, ȋn consecin ţă, contractul de concesiune conține un contract de
leasing, deoarece Ministerul Energiei a transferat Grupului dreptul de a controla utilizarea activelor din domeniul public
(bunuri de retur) în schimbul unei redevențe. Conform IFRS 16, Grupul a determinat valoarea contabila a activului aferent
dreptului de utilizare și valoarea datoriei de leasing aferente acestui contract ca fiind zero, deoarece plățile viitoare de
leasing sunt variabile și depind de veniturile Societatii, redevența fiind calculată ca procent din venituri.
În ceea ce privește modernizările efectuate in legatura cu bunurile de retur, Grupul a concluzionat că acestea reprezintă
modernizări ale unui activ in sistem de leasing pentru care Grupul este “proprietar contabil”, în sensul ca aceste
modernizări servesc interesului Grupului, în calitate de locatar, de a utiliza activele in sistem leasing. În consecinţă, Grupul
a recunoscut modernizarile bunurilor de retur ca imobilizări corporale. Grupul amortizează aceste active pe durata cea mai
mica dintre perioada rămasă a contractului de concesiune și durata de viață utilă a acestor active.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
15
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
Grupul consideră că urmatoarele considerente indica faptul că Grupul este „proprietarul contabil” al modernizărilor
efectuate:
a) Ministerul Energiei, în calitate de locator, nu rambursează Societății, în calitate de locatar, costul modernizărilor
efectuate. Ȋn consecinţă, modernizările sunt finantate integral din sursele Grupului, iar Grupul este responsabil
pentru suportarea costurilor;
b) Grupul nu are obligatia de a face modernizari ale bunurilor de retur. Deciziile privind modernizarea bunurilor de
retur sunt luate de Grup în funcție de nevoile sale de a utiliza aceste active si sunt efectuate exclusiv pentru
utilizarea preconizata de catre Grup a activelor inchiriate;
c) Grupul are permisiunea de a aduce modificari modernizarilor de active inchiriate, fara consimtamantul locatorului
sau fara a compensa locatorul;
d) Modernizările sunt efectuate pe riscul și responsabilitatea Grupului (Grupul isi asuma riscul depasirii costurilor) și
nu sunt disponibile concedentului pana la incetarea contractului de concesiune.
a3) Unit ăț i generatoare de numerar („UGN”)
O unitate generatoare de numerar este cel mai mic grup identificabil de active care genereaz ă intrări de numerar din
utilizarea continua, care sunt in mare masura independente de intrarile de numerar generate de alte active sau grupuri de
active.
Grupul a concluzionat că activele aferente hidrocentralelor reprezintă o singură unitate generatoare de numerar, cu
exceptia celor mentionate mai jos, în principal pe baza următoarelor considerente:
- Societatea deține o singură licență de producere a energiei hidroelectrice, care acopera toate centralele electrice
in ansamblu.
- licența stipuleaza obligația Societății de a menține disponibilitatea capacităților sale de producție in ansamblu;
- decizia de producere a energiei electrice într-o hidrocentrala se face pe baza condițiil or tehnice de funcționare
ale celorlalte hidrocentrale;
- echilibrarea energiei electrice contractate și produse se face la nivelul Societatii si nu la nivelul centralelor
individuale;
- contractele sunt închei ate pe baza energiei electrice totale estimate a fi produsă într-o anumită periodă in toate
hidrocentralele Societatii, iar pretul este stabilit pentru întreaga producție.
Grupul are diferite proiecte de investiții aflate în curs de execuție, legate de active hidroenergetice cu funcții
complexe/multiple, pentru care pot fi realizate estimări fiabile ale fluxurilor viitoare de numerar, acestea fiind considerat e
ca unități generatoare de numerar (UGN) separate, fiind testate individual de depreciere. În ceea ce privește Parcul Eolian
Crucea, Grupul a concluzionat, de asemenea, că acesta reprezintă o UGN individuală și separată.
a4) Obligați i de dezafectare
Ordinul Ministerului Apelor si Mediului nr. 119 din 11 februarie 2002 privind aprobarea Procedurii de trecere în conservare,
post-utilizare sau abandonare a barajelor prevede procedurile de post-utilizare și abandonare a barajelor (inclusiv diguri,
hidrocentrale și ecluze), care trebuie efectuate de către deținătorii de baraje în anumite condiții prevazute de lege.
Societatea nu are nicio obligatie legala sau contractuala de dezafectare și refacere a amplasamentului, altele decât cele
care decurg din Ordinul nr. 119, care sunt prezentate în paragrafele de mai jos.
Deținătorii de baraj sunt definiți prin OUG nr. 244 din 28 noiembrie 2000 (republicată) privind siguranța barajelor ca
persoane juridice cu orice titlu, care au în păstrare, proprietate și/sau administrare un baraj.
Post-utilizarea se referă la barajele care și-au îndeplinit durata normala de funcționare și care pot fi utilizate în continuare
in alte scopuri decât cele pentru care au fost construite initial. Post-utilizarea necesita punerea în aplicare a unui ansamblu
de măsuri și lucrări care să asigure noua funcționalitate a barajului în condiții de siguranța pentru protecția populației și a
mediului. Măsurile și lucrările necesare se realizează atât prin grija deținătorului sau administratorului barajului, cât și a
post-utilizatorului.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
16
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
Post-utilizarea barajelor se propune de catre deținătorii barajelor și se aprobă prin ordin al ministrului în subordinea,
coordonarea sau autoritatea căruia se află entitatea care deține barajul, pe baza avizului Ministerului Apelor și Mediului.
După executarea lucrărilor prevazute în proiectul de post-utilizare, se efectuează predarea-preluarea acestora între fostul
deținător și post-utilizator.
Abandonarea se referă la barajele terminate sau neterminate, cu sau fără durata normală de viață depașită, care nu mai
pot fi ținute în funcțiune sau post-utilizate din cauza imposibilității tehnice sau a costurilor foarte ridicate și care, în același
timp, reprezintă un potențial pericol pentru populație și mediu. Abandonarea necesita punerea în aplicare a unui ansamblu
de măsuri și lucrări pentru dezafectarea barajului, reconstrucția ecologică a zonei și asigurarea corespunzătoare a curgerii
debitelor lichide și solide, inclusiv a debitului maxim de apa, în secțiunea barată. Măsurile și lucrările necesare se realizează
prin grija deținătorului sau a administratorului barajului și trebuie să asigure condițiile de curgere existente a nterior
executării barajului.
Evenimentele declansatoare ale operațiunilor de abandonare a barajelor includ:
• solicitarea deținătorilor barajelor, atunci când aceștia constată că nu se pot îndeplini cerintele de performanță
necesare conform legii, barajele prezentând un risc asociat inacceptabil;
• dispoziția organelor de control, în urma unor expertize efectuate care arată că barajele prezintă un risc asociat
inacceptabil, constituind un real pericol pentru populație și mediu;
• accidente, atunci când concluziile expertizei specifică expres abandonarea din cauza costului foarte ridicat al
refacerilor necesare, precum și neîndeplinirii cerintelor de performanță și a criteriilor de siguranță etc.
Recepția lucrărilor de dezafectare și reconstrucție ecologică se realizează de reprezentanți ai deținătorului barajului și ai
administrației publice centrale sau locale, care preia în folosință zona respectiva, prin încheierea unui proces-verbal de
predare-preluare.
Statul Român, prin Ministerul Economiei și Comerțului, in prezent Ministerul Energiei, deține dreptul de proprietate asupra
amenajărilor hidroenergetice (baraje, diguri, ecluze, lacuri de acumulare) și terenurilor pe care acestea sunt amplasate,
care aparțin domeniului public și care fac obiectul contractului de concesiune menționat mai sus. Grupul are dreptul de a
utiliza aceste active pentru o perioada de 49 de ani (28 ani ramasi la 31 decembrie 2025).
Conform contractului de concesiune, Societatea are dreptul ca pe parcursul contractului să abandoneze sau să dezactiveze
active care fac parte din domeniul public cu acordul concedentului.
Grupul considera că, în conformitate cu prevederile și practicile legale aplicabile, abandonarea are loc în situații extreme,
cand barajele devin un risc inacceptabil cu impact asupra mediului și populației. Având în vedere că aceste construcții au
funcțiuni complexe in plus fata de producerea de energie electrică, inclu siv protecția impotriva inundațiilor, alimentarea
cu apă, irigații, etc., post-utilizarea este modul uzual prin care aceste construcții vor fi transferate administrației publice
centrale sau locale, după ce nu mai pot fi utilizate în scopuri de producere a energiei electrice.
Lucrările necesare pentru post-utilizare se stabilesc prin documentație tehnica întocmita pe baza unei evaluari a stării de
siguranță a barajului la acel moment, realizată de experți atestați de ministere și atestati/avizați de Ministerul Apelor si
Mediului.
Lucrările de abandonare se realizează pe baza unei documentații speciale întocmite cu avizul autoritatii de gospodărire a
apelor, acordul de protecție a mediului, și avizul administrației publice locale și centrale. Aceste documentații și avize vo r
stabili activitățile necesare pentru abandonare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
17
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
Lucrările și costurile pentru post-utilizare sau abandonare sunt supuse unor incertitudini semnificative cauzate de faptul
că rata de degradare și durata de viața a unui baraj variază semnificativ de la un caz la altul (unele ar putea ajunge la mai
mult de 100 de ani), precum si de complexitatea și varietatea lucrărilor care pot fi necesare pentru trecerea în post-utilizare
sau abandonare, in functie de starea fizica a fiecarui baraj la momentul intrarii in post-utilizare sau al abandonării, de
împărțirea costurilor între detinator și post-utilizator, precum și de perioada foarte indelungata de timp din prezent pana
la momentul in care ar fi efectuate lucrarile de abandonare, daca este cazul. De asemenea, există incertitudini
semnificative legate de evoluția gradului de degradare și de determinarea duratei de viața efective a unui baraj, care sunt
dependente de dezastre naturale (inundații, alunecări de teren, cutremure etc.) și de rezistenta construcției.
In plus, Grupul estimează că până la incetarea contractului de concesiune (perioada rămasă fiind de 28 de ani la 31
decembrie 2025) apariția situațiilor care să necesite post-utilizarea sau abandonarea activelor din domeniul public sau a
activelor proprii – diguri, hidrocentrale și ecluze (altele decât imobilizările în curs de executie descrise in Nota 22) este
improbabilă, având în vedere durata de viață îndelungată a barajelor, care poate fi extinsa semnificativ peste 100 de ani
prin mentenanță și modernizari.
În consecință, Grupul recunoaște provizioane de dezafectare numai atunci cand conducerea a luat decizia de a abandona
un activ sau de a-l trece în post-utilizare sau nu a avut nicio alternativa realista decat sa faca acest lucru in timpul perioadei
de concesiune. Provizioanele sunt recunoscute pe baza costurilor rezultate din documentația tehnica întocmita de
specialiști angajați de Grup.
a5) Contracte de v ânzare-cump ărare de energie electrică
In conformitate cu IFRS 9 „Instrumente financiare”, un contract de cumpărare sau vânzare a unui element nefinanciar
(inclusiv energie electrică) poate fi clasificat și recunoscut ca instrument financiar. In conformitate cu paragrafele 2.4 și 2.6
ale IFRS 9, în cazul în care contractele de cumpărare sau vânzare a elementelor nefinanciare pot fi decontate net în
numerar sau într-un alt instrument financiar sau prin schimbul de instrumente financiare, inclusiv in cazul in care activul-
suport se poate converti fara dificultati in numerar, acestea intră în aria de aplicare al IFRS 9. Standardul prevede o exceptie
de la aplicarea IFRS 9 pentru contractele care sunt inițiate și continua sa fie detinute în scopul primirii sau livrării unui
element nefinanciar în conformitate cu cerințele preconizate de entitate cu privire la cumpărare, vânzare sau
utilizare(„excepția aferenta utilizarii proprii”).
Energia electrică este un activ care se poate converti fara dificultati in numerar si, prin urmare, conducerea a efectuat o
analiză pentru a determina dacă exceptia aferenta utilizarii proprii se aplica contractelor sale.
Principalele considerente sunt:
- Grupul este producător de energie electrică și intentia si scopul exclusiv este de a vinde toată energia electrica
produsă;
- contractele de vânzare forward sunt încheiate cu intentia exclusiva de a livra energia electrică produsă; Grupul
nu acționează ca un broker/dealer de energie electrică;
- tranzacțiile de vânzare-cumpărare pe piețele spot (piața pentru ziua următoare, piata intra-zilnica și piața de
echilibrare) sunt incheiate numai pentru îndeplinirea necesitatilor de vânzare ș i responsabilitatii de echilibrare a
Grupului;
- in 2020, Grupul a inceput sa fie activ in sectorul furnizării de energie electrica (vanzarea de energie electrica către
consumatori finali), actionând, de asemenea, ca furnizor de servicii (inclusiv serviciul de relații cu clienții); si
- Grupul a utilizat pe scara redusa contracte forward de achizitie de energie electrica, scopul acestora fiind
acoperirea necesarului de angajamente contractuale pentru livrari le catre consumatorii finali
Grupul a concluzionat că excepția aferenta utilizarii proprii se aplică tuturor contractelor sale de vânzare și cumpărare de
energie electrica in 2025 si 2024 și, prin urmare, nu intra în aria de aplicare a IFRS 9.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
18
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
b) Ipoteze si incertitudini asociate estimarilor
Informații cu privire la ipotezele și incertitudinile asociate estimărilor la data de raportare care prezintă un risc semnificativ
de a conduce la o ajustare semnificativă a valorilor contabile ale activelor si datoriilor în anul financiar următor sunt incluse
în următoarele note:
• Nota 22 – ipoteze cu privire la reevaluarea imobilizărilor corporale;
• Nota 22 – ipoteze cu privire la determinarea valorii recuperabile a imobilizărilor în curs de executie;
• Nota 7 h) si i) – estimări ale duratelor de viață utila ale imobilizărilor corporale și necorporale;
• Nota 13 E – estimari in legatura cu pretul de transfer al energiei intre activitat ea de productie si activitatea de furnizare
utilizate in calculul taxei pentru producatorii de energie electrica;
• Notele 28 si 32 – recunoașterea și evaluarea provizioanelor și a datoriilor contingente;
• Notele 7 l), 20 si 29 b) – determinarea pierderilor din credit preconizate pentru creanțele comerciale;
• Nota 16 – evaluarea obligațiilor privind planurile de beneficii determinate și alte beneficii pe termen lung ale
angajaților: principalele ipoteze actuariale;
• Nota 28 – estimări aferente provizioanelor de dezafectare.
Determinarea valorilor juste
Un numar de politici contabile si prezentari de informatii ale Grupului necesită determinarea valorilor juste pentru activele
și datoriile financiare și activele nefinanciare (imobilizari corporale).
Atunci cand determina valoarea justă a unui activ sau a unei datorii, Grupul utilizează date de intrare observabile pe piața
în măsura în care este posibil. Valorile juste sunt clasificate în cadrul diferitelor nivele ale ierarhiei valorii juste pe b aza
datelor de intrare utilizate in tehnicile de evaluare, dupa cum urmează:
• Nivelul 1: prețuri cotate (neajustate) pe piețe active pentru active sau datorii identice;
• Nivelul 2: date de intrare, altele decât prețurile cotate incluse în Nivelul 1, care sunt observabile pentru un activ sau
datorie, fie direct (adica sub forma de prețuri), fie indirect (adica derivate din prețuri);
• Nivelul 3: date de intrare pentru activ sau datorie care nu se bazeaza pe date observabile pe piață (date de intrare
neobservabile).
Dacă datele de intrare utilizate pentru a determina valoarea justa a unui activ sau a unei datorii sunt clasificate in cadrul
diferitelor nivele ale ierarhiei valorii juste, atunci evaluarea la valoare justa este clasificată în întregime la acelasi nivel al
ierarhiei valorii juste cu cel mai jos nivel al datelor de intrare semnificative pentru întreaga evaluare.
Grupul recunoaște transferurile între nivelele ierarhiei valorii juste la sfârșitul perioadei de raportare în care a avut loc
modificarea.
Informații suplimentare despre ipotezele utilizate în evaluarea la valoare justa sunt incluse în următoarele note:
• Nota 22: imobilizări corporale;
• Nota 29: instrumente financiare;
Riscuri asociate schimbărilor climatice
Hidroelectrica se confruntă cu riscuri legate de schimbările climatice, care pot influența disponibilitatea resurselor de apă,
un factor esențial în producția de energie hidroelectrică. Acestea includ variabilitatea precipitațiilor, cu potențialul de a
modifica cursurile râurilor, afectând astfel disponibilitatea apei pentru producția de energie. Creșterea frecvenței
fenomenelor meteorologice extreme – cum ar fi seceta din 2024 care a condus la o scădere semnificativă a producției
hidroelectrice – evidențiază efectele concrete ale acestor riscuri. Cu toate acestea, Societatea a observat istoric că în timpul
secetelor, prețurile energiei electrice au o tendinta de crestere, ceea ce face ca Societatea sa beneficieze prin marje de
profit crescute mai degrabă decât prin volume vândute.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
19
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
Pentru a răspunde riscurilor climatice, Hidroelectrica pune accent pe diversificarea portofoliului său energetic,
concentrându-se în special pe expansiunea în surse de energie regenerabilă. Societatea intenționează să achiziționeze și
să dezvolte parcuri solare și ferme eoliene suplimentare, având ca țintă un plus de minimum 500 MW de capacitate
instalată în următorii ani. Această orientare către energia solară și eoliană este strategică, în special având în vedere
corelația inversă între producția de energie solară și nivelurile apei pentru hidroenergie. Adoptarea energiei solare oferă
astfel o compensare în perioadele de disponibilitate scăzută a apei, subliniind importanța unui mix energetic versatil și
rezilient în fața provocărilor aduse de variabilitatea climatică.
Implicațiile riscurilor legate de schimbările climatice asupra situatiilor financiare includ evaluarea activelor, legate de
facilitățile hidroenergetice, care pot fi afectate de un volum mai scăzut de producție de energie estimat pe durata de viață
utilă proiectată ca urmare a schimbărilor climatice comparativ cu indicatorii tehnici și economici inițiali ai acestor proiecte.
Aceste implicații potențiale sunt luate în considerare în testul de depreciere economică efectuat ca parte a exercițiului de
reevaluare.
De asemenea, în ceea ce privește obiectivele de investiții aflate în curs de execuție, testele specifice de depreciere iau în
considerare o producție de energie electrică prognozată mai mică, având în vedere variabilitatea preconizată a
precipitațiilor.
Securitatea muncii și operarea în condiții de siguranță
Protejarea oamenilor este o prioritate pentru Societate, care se angajează să desfășoare operațiuni sigure și responsabile
pentru a proteja sănătatea și siguranța angajaților, contractorilor și comunităților din jur. Acest angajament este
demonstrat prin p olitici bine stabilite de sănătate și securitate, programe continue de învățare și dezvoltare prin instruiri
privind drepturile omului și siguranța la locul de muncă, precum și prin actualizarea anuală a Planului de Prevenire și
Protecție SSM.
Deși Societatea își propune să atingă obiectivul de zero accidente grave la locul de muncă, incidente pot totuși să apară.
Cu toate acestea, prioritățile principale ale Societății rămân îmbunătățirea condițiilor de lucru în siguranță.
Risc cibernetic
Digitalizarea aduce numeroase beneficii, dar crește și riscurile legate de securitatea cibernetică și dependența de sisteme
informatice. Pe măsură ce operațiunile Societății se extind și depind tot mai mult de sistemele IT și infrastructura de rețea,
aceste riscuri pot genera întreruperi operaționale, fraude sau furt de date.
Orice defecțiune a sistemelor IT, inclusiv cele cauzate de atacuri cibernetice, poate afecta negativ activitatea, situația
financiară și operațiunile. Sistemele se confruntă cu amenințări precum pene de curent și atacuri cibernetice și în ciuda
măsurilor de securitate cibernetică, a planurilor de recuperare în caz de dezastru și a instruirii angajaților, nu putem fi
complet protejați împotriva tuturor tentativelor de acces neautorizat. Societatea își îmbunătățește continuu sistemele IT
și securitatea cibernetică pentru a proteja confidențialitatea și integritatea datelor, instruind totodată angajații să
gestioneze responsabil riscurile cibernetice și eventualele defecțiuni ale sistemelor IT.
Managementul riscurilor și controlul intern
Cadrul de control intern al Grupului include respectarea valorilor companiei și a ghidurilor privind etica și responsabilitatea
corporativă. Un angajament puternic față de integritate, responsabilitate și comportament etic este esențial în prevenirea
și detectarea fraudei, mitei și corupției. Grupul se angajează să își desfășoare activitatea corect, onest și în deplină
conformitate cu toate legile aplicabile. Acesta adoptă o politică de toleranță zero față de mită și corupție în toate
operațiunile și relațiile sale la nivel global. Procedurile interne privind conflictele de interese, cadourile și ospitalitatea,
precum și mecanismele de avertizare internă, sunt concepute pentru a reduce riscurile potențiale de fraudă și corupție.
Politicile Societății privind prevenirea fraudei, anti-mită și anti-corupție, împreună cu procedurile de avertizare internă,
oferă îndrumări privind evaluarea riscurilor, conformitatea legală și raportarea preocupărilor.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
20
5. UTILIZAREA RAȚIONAMENTELOR ȘI A ESTIMĂRILOR CONTABILE (continuare)
Societatea și Consiliul de Supraveghere tratează cu seriozitate rapoartele de avertizare internă și acoperirea negativă din
mass-media. Politicile existente asigură analiza oricăror încălcări ale codului intern de conduită sau ale cerințelor legale,
sprijinite de un canal deschis de raportare. Verificările interne efectuate pe parcursul anului 2025, până la data aprobării
situațiilor financiare, nu au identificat cazuri de încălcare a eticii sau de neconformitate cu legile și reglementările.
6. BAZELE EVALUĂRII
Situațiile financiare consolidate au fost întocmite pe baza costului istoric, cu excepția terenurilor, constructiilor,
echipamentelor si altor elemente de imobilizări corporale, care sunt evaluate utilizand modelul reevaluării.
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE
Grupul a aplicat în mod consecvent următoarele politici contabile pentru toate perioadele prezentate în aceste situa ții
financiare consolidate.
(a) Bazele consolidării
(i) Combinări de întreprinderi
Grupul contabilizează combinările de întreprinderi utilizand metoda achizitiei atunci când ansamblul integrat de activități
și active achiziționate corespunde definiției unei întreprinderi și controlul este transferat Grupului (a se vedea 7 (a) (ii)).
Pentru a determina dacă un anumit ansamblu integrat de activități și active constituie o intreprindere, Grupul evaluează
dacă ansamblul integrat de active si activități achizitionate include cel puțin o intrare si un proces aplicat intrarii si daca
ansamblul achizitionat contribuie la capacitatea de a genera iesiri.
Grupul are opțiunea de a aplica un „test al concentrarii” care permite o evaluare simplificată prin care se poate determina
dacă un ansamblu de activități și active achiziționate nu constituie o intreprindere. Criteriile testului optional al concentrarii
sunt îndeplinite dacă, in mod substanțial toată valoarea justă a activelor brute dobandite este concentrată într-un singur
activ identificabil sau într-un grup de active identificabile similare.
Contravaloarea transferata în cadrul achiziției este, în general, evaluată la valoarea justă, similar activelor nete
identificabile dobandite. Orice fond comercial rezultat este testat anual pentru depreciere. Orice castig in urma unei
achizitii in conditii avantajoase a unei intreprinderi este recunoscut imediat în profit sau pierdere. Costurile de tranzatie
sunt recunoscute pe cheltuieli atunci cand au loc, cu exceptia cazului in care sunt legate de emisiunea de titluri de creanta
sau de capital.
Contravaloarea transferata nu include sumele utilizate pentru stingerea relatiilor contractuale anterioare achizitiei. Astfel
de sume sunt recunoscute de regula in profit sau pierdere.
Orice contravaloare contingentă este evaluată la valoarea justă la data achiziției. Dacă o obligație de a plăti o contravaloa re
contingentă care indeplineste definiția unui instrument financiar este clasificată in capitaluri proprii, atunci aceasta nu e ste
reevaluată, iar decontarea ei este recunoscuta de asemenea în capitaluri proprii. În caz contrar, contravaloarea
contingenta este reevaluata la valoarea justă la fiecare dată de raportare, iar modificările ulterioare de valoare justa a
contravalorii contingente sunt recunoscute în profit sau pierdere.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
21
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(ii) Filiale
Filialele sunt entități controlate de Grup. Grupul ”controlează” o entitate atunci cand este expus sau are drepturi asupra
rezultatelor variabile pe baza participarii sale în entitate și are capacitatea de a influenta acele rezultate prin autoritatea
sa asupra entității. Situațiile financiare ale filialelor sunt incluse în situațiile financiare consolidate de la data la care Grupul
a obtinut controlul până la data la care Grupul pierde controlul.
(iii) Interese care nu controleaza (“NCI”)
NCI sunt evaluate inițial la cota lor proporțională din activele nete identificabile ale entității dobândite la data achiziției.
Modificările participatiei Grupului in capitalurile proprii ale unei filiale care nu au drept rezultat pierderea controlului sunt
contabilizate ca tranzacții cu capitaluri proprii.
(iv) Pierderea controlului
Atunci cand Grupul pierde controlul asupra unei filiale, Grupul derecunoaște activele și datoriile filiale i, precum si orice
NCI aferent și alte componente ale capitalurilor proprii. Orice câștig sau pierdere asociate cu pierderea controlului este
recunoscut(a) în profit sau pierdere. Orice investitie retinuta în fosta filială este evaluata la valoarea justă atunci cand
Grupul a pierdut controlul.
(v) Tranzactii eliminate la consolidare
Soldurile și tranzacțiile în cadrul Grupului, precum și orice castiguri sau pierderi nerealizate (cu exceptia castigurilor sau
pierderilor din tranzacții le în valuta), sunt eliminate.
(b) Tranzacț ii în valută
Tranzacțiile în valut ă sunt convertite în moneda funcțională a societatilor din Grup la cursurile de schimb de la datele
tranzacțiilor.
Activele și datoriile monetare exprimate în valută sunt convertite în monedă funcțională la cursul de schimb de la data de
raportare. Activele și datoriile nemonetare evaluate la valoare justă într-o valută sunt convertite în monedă funcțională la
cursul de schimb de la data la care a fost determinată valoarea justă. Elementele nemonetare evaluate pe baza costului
istoric în valută sunt convertite la cursul de schimb de la data tranzactiei. Diferențele de curs valutar sunt recunoscute de
regula în profit sau pierdere si prezentate in cheltuieli financiare.
(c) Venituri din contractele cu clientii
Veniturile sunt evaluate pe baza contravalorii specificate în contractele cu clienții, respectiv in cazul veniturilor din
furnizarea de energie electrica, acestea sunt evaluate in baza minimului dintre preturile contractuale agreate cu clientii si
preturile plafonate conform legislatiei, acolo unde este cazul. Grupul recunoaște veniturile atunci când transferă controlul
asupra unui bun sau serviciu către client.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
22
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Urmatorul tabel oferă informații despre natura și momentul îndeplinirii obligațiilor de executare din contractele cu clienții,
inclusiv termenii de plată semnificativi, precum și politicile de recunoaștere a veniturilor aferente.
Natura și îndeplinirea obligațiilor contractuale
Recunoașterea venitului
Vanzarea angro
de energie
electrică
Grupul vinde majoritatea energiei electrice
produse pe baza contractelor forward cu
furnizorii și traderii de energie electrica, pe piața
spot (piața pentru ziua următoare), catre
operatorul pieței (OPCOM) și pe piața de
echilibrare către operatorul de sis tem
(Transelectrica).
Facturile sunt emise la sfârșitul lunii sau la
începutul lunii următoare pentru energia
electrica livrată în luna curentă.
Termenul de plată este 30 de zile de la data
facturii.
Veniturile sunt recunoscute în timp,
deoarece clientul primește si consuma
simultan beneficiile pe măsură ce Grupul
livrează energie electrică - producerea și
consumarea energiei electrice sunt
simultane deoarece energia electrică nu se
stocheaza.
Datoriile contractuale reprezintă în principal
avansuri încasate de la clienți în legătură cu
energia care urmează să fie livrată în
perioada următoare.
Furnizarea de
energie
electrica
către
consumatori
finali
(vanzarea cu
amanuntul)
Obligația de executare este reprezentata de
livrarea energiei electrice la locația clientului,
care include transportul și distribuția, efectuate
prin intermediul activelor unor terți.
Clienții obțin controlul asupra energiei electrice
pe masura ce aceasta este consumată.
Veniturile sunt recunoscute pe baza volumelor
comunicate Grupului de către operatorii de
distribuție, care au la baza citiri automate sau
manuale ale contoarelor efectuate de operatorii
de distributie, auto-citiri raportate de
consumatori sau estimări ale energiei electrice
livrate pentru care citirile nu au fost încă
efectuate pentru intervalul dintre data ultimei
citiri si sfârșitul perioadei.
Facturile sunt emise în general lunar, în luna
următoare consumului. Termenul de plata este
45 de zile de la data facturii pentru clientii
casnici si 30 de zile de la data facturii pentru
clientii noncasnici.
Veniturile sunt recunoscute în timp,
deoarece clientul primește si consuma
simultan beneficiile pe măsură ce Grupul
livrează energie electrică. La sfârșitul lunii se
înregistrează o estimare pentru cantitatea
de energie electrică furnizată în cursul lunii,
dar nefacturată încă, aceasta reprezentând
venituri nefacturate. Recunoașterea
veniturilor nefacturate conferă dreptul
necondiționat de a încas a contravaloarea
energiei electrice furnizate și, de regulă, nu
există diferențe între venitul estimat și suma
facturată.
Veniturile din furnizarea de energie electrica
includ tarifele de transport si distribuție,
care sunt facturate de Grup consumatorilor
finali. Serviciile de transport si distributie
sunt furnizate de catre operatorul de
transport și operatorii de distribuț ie, iar
costurile aferente sunt facturate de catre
operatorul de transport și operatorii de
distribuție catre Grup.
Grupul a analizat daca este agent sau
principal în ceea ce privește serviciile de
transport si distribuție transferate clientului
(și obligațiile aferente privind certificatele
verzi, așa cum sunt descrise la punctul 7.j) și
a concluzionat că actioneaza în calitate de
responsabil principal. Considerentele care
susțin această concluzie includ: Grupul are o
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
23
Natura și îndeplinirea obligațiilor contractuale
Recunoașterea venitului
singură obligație de executare, si anume
livrarea de energie electrica catre locația
consumatorului final, care include
transportul și distribuția; consumul de
energie electrică are loc instantaneu,
deoarece energia electrică este produsa in
centralele Grupului și livrată prin rețelele de
transport și distribuție catre locația
consumatorului final.
Servicii de sistem
Serviciile de sistem constau in punerea la
dispoziție de către Grup a unei capacitati de
productie convenite catre operatorul de sistem,
Transelectrica, pentru o anumita perioada de
timp. Aceasta capacitate este utilizata de
Transelectrica in procesul de echilibrare a
sistemului energetic.
Facturile pentru serviciile de sistem sunt emise
lunar, la inceputul fiecarei luni pentru serviciile
prestate în luna anterioară.
Termenul de plată este 30 de zile de la data
facturii.
Deoarece Grupul pune la dispozitie o
capacitate de productie masurata in MWh si
nu active specifice, Grupul a concluzionat ca
acest tip de contract nu contine un contract
de leasing și, prin urmare, este în aria de
aplicare a IFRS 15.
Veniturile sunt recunoscute în timp,
deoarece clientul primește și consumă
simultan beneficiile oferite de executarea de
catre Grup pe măsura ce serviciile sunt
prestate.
Tariful perceput pentru serviciile de sistem
depinde de capacitatile orare puse la
dispozitie (numarul de ore pentru care
capacitatea de productie este pusa la
dispozitie multiplicat cu capacitatea) si de
tarifele orare.
Atat capacitatile orare, cat si tarifele orare
sunt stabilite pe baza rezultatelor licitatiilor
zilnice organizate de operatorul de sistem.
In situatia in care, in intervalul de timp in
care capacitatea este pusa la dispozitie,
operatorul de sistem ordona Grupului sa
produca energie electrica folosind
capacitatea pusa la dispozitie, energia
electrica produsa este vanduta pe piata de
echilibrare la pretul stabilit pe aceasta piata
(a se vedea Vanzarea angro de energie
electrica de mai sus).
d) Beneficiile angajatilor
(i)
Beneficii pe termen scurt ale angajaților
Beneficiile pe termen scurt ale angajaților sunt recunoscute ca o cheltuială pe măsură ce serviciile aferente sunt prestate.
O datorie este recunoscută la valoarea preconizata a fi plătită dacă Grupul are o obligație curenta legală sau implicită, de
a plăti această sumă pentru serviciile trecute furnizate de angajat, iar obligația poate fi estimată în mod credibil.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
24
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(ii)
Planuri de contribuții determinate
Obligatiile privind contributii la planurile de contributii determinate sunt recunoscute ca o cheltuială pe măsură ce serviciile
aferente sunt prestate. Contributiile platite in avans sunt recunoscute ca activ in masura in care este disponibila o
rambursare in numerar sau o reducere a pla ților viitoare.
(iii)
Planuri de beneficii determinate
Obligația netă a Grupului in ceea ce priveste planurile de beneficii determinate este calculată separat pentru fiecare plan
prin estimarea valorii beneficiilor viitoare pe care angajații le-au câștigat în perioada curentă și în perioadele anterioare,
prin actualizarea acestei sume. Nu există active ale planu lui.
Planurile de beneficii determinate includ beneficii în numerar la pensionare și beneficii în natură constând din energie
electrică acordata gratuit angajatilor dupa pensionare.
Calculul obligațiilor privind beneficiile determinate se efectueaza anual de către un actuar calificat utilizând metoda
unitatilor de credit proiectate.
Reevaluările datoriei privind beneficiile determinate, care constau din câștiguri și pierderi actuariale, sunt recunoscute
imediat în alte elemente ale rezultatului global („AERG”). Grupul determină cheltuiala (venitul) net cu dobânda aferent(ă)
datoriei nete privind beneficiul determinat al perioadei prin aplicarea ratei de actualizare utilizate pentru evaluarea
obligației privind beneficiile determinate la începutul perioadei anuale, la valoarea netă a datoriei privind beneficiile
determinate la acea dată, luand in considerare orice modificări ale datoriei nete privind beneficiile determinate în cursul
perioadei, ca urmare a contribuțiilor și plăților de beneficii. Cheltuiala netă cu dobânda și alte cheltuieli privind planuri le
de beneficii determinate sunt recunoscute în profi t sau pierdere.
Atunci când beneficiile unui plan sunt modificate sau atunci când un plan este redus, modificările de beneficii rezultate
care se referă la serviciile trecute sau câștigul sau pierderea ca urmare a reducerii sunt recunoscute imediat în profit sau
pierdere. Grupul recunoaște câștigurile și pierderile din decontarea unui plan de beneficii determinat e atunci când are loc
decontarea.
(iv)
Alte beneficii pe termen lung ale angajaților
Obligația netă a Grupului cu privire la beneficiile pe termen lung ale angajaților reprezintă valoarea beneficiilor viitoare pe
care angajatii le-au câștigat în schimbul serviciilor prestate în perioada curentă și în perioadele anterioare. Aceste beneficii
sunt evaluate la valoarea actualizata. Reevaluarile sunt recunoscute în profit sau pierdere în perioada în care acestea apar.
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor includ beneficii în numerar plătite angajaților atunci cand indeplinesc anumite
praguri de vechime în muncă.
(v)
Beneficii la incetarea contractului de muncă
Beneficiile la încetarea contractului de muncă sunt recunoscute drept cheltuiala la data cea mai apropiata dintre data la
care Grupul nu mai are nicio posibilitate reala de a renunta la oferta de acordare a acestor beneficii si data la care Grupul
recunoaște costurile de restructurare. Dacă nu se așteaptă decontarea integrala a beneficiilor în mai putin de 12 luni de la
data de raportare, atunci acestea sunt evaluate la valoarea actualizata.
(e) Profitul din exploatare
Profitul din exploatare este rezultatul generat din activitatile continue principale generatoare de venituri ale Grupului,
precum și din alte venituri și cheltuieli legate de activitățile de exploatare. Profitul din exploatare nu include rezultatul
financiar și impozitul pe profit.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
25
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(f) Venituri și cheltuieli financiare
Veniturile și cheltuielile financiare ale Grupului includ:
• venituri din dobânzi;
• cheltuielile cu dobânzile;
• câștiguri sau pierderi din diferențe de curs valutar aferente activelor și datoriilor financiare;
• actualizarea provizioanelor pe termen lung.
Veniturile sau cheltuielile cu dobânda sunt recunoscute utilizând metoda dobânzii efective.
"Rata dobânzii efective" este rata care actualizează exact plățile sau încasările viitoare de numerar estimate pe durata de
viață preconizata a instrumentului financiar la:
- valoarea contabila brută a activului financiar; sau
- costul amortizat al datoriei financiare.
La calcularea veniturilor și cheltuielilor cu dobânda, rata dobânzii efective se aplică valorii contabile brute a activului (atunci
când activul nu este depreciat ca urmare a riscului de credit) sau costul ui amortizat al datoriei. Cu toate acestea, pentru
activele financiare depreciate ca urmare a riscului de credit ulterior recunoașterii inițiale, veniturile din dobânzi sunt
calculate prin aplicarea ratei dobânzii efective la costul amortizat al activului financiar. Dacă activul nu mai este depreciat
ca urmare a riscului de credit, atunci calculul veniturilor din dobânzi se face prin raportare la valoarea contabila brută.
(g) Impozitul pe profit
Cheltuiala cu impozitul pe profit cuprinde impozitul curent și impozitul amânat. Aceasta este recunoscută în profit sau
pierdere, cu excepția cazului în care se referă la o combinare de intreprinderi sau la elemente recunoscute direct în
capitalurile proprii sau în alte elemente ale regulatului global.
Grupul a determinat că dobânzile și penalitățile legate de impozitul pe profit nu îndeplinesc definiția impozitului pe profit
și, prin urmare, sunt contabilizate în conformitate cu IAS 37 Provizioane, datorii contingente și active contingente.
(i)
Impozit curent
Impozitul curent cuprinde impozitul preconizat de plată sau de recuperat aferent profitului sau pierderii impozabil(e) a
anului curent precum și orice ajustare a impozitului de plătit sau de recuperat aferent anilor precedenți. Suma impozitului
curent de plătit sau de recuperat este cea mai bună estimare a sumei preconizate a fi plătită sau recuperată care reflectă
incertitudinea legată de impozitul pe profit, dacă este cazul. Acesta este determinat utilizâ nd ratele de impozitare care au
fost adoptate sau în mare măsură adoptate la data de raportare.
Creanțele și datoriile privind impozitul curent sunt compensate numai dacă sunt îndeplinite anumite criterii.
(ii)
Impozit amânat
Impozitul amânat este recunoscut in legatură cu diferențele temporare dintre valorile contabile ale activelor și datoriilor
în scopul raportării financiare și baza fiscală a acestora. Impozitul amânat nu este recunoscut pentru:
• diferențele temporare care rezulta la recunoașterea inițială a activelor și datoriilor intr-o tranzacție care nu reprezinta
o combinare de întreprinderi și care nu afectează nici profitul sau pierderea contabil(ă), nici profitul impozabil sau
pierderea fiscală;
• diferențele temporare asociate investiții lor în filiale, entități asociate si intereselor in participatie, în măsura în care
Grupul este capabil sa controleze momentul reluarii diferențelor temporare și este probabil ca acestea sa nu fie reluate
în viitorul previzibil; si
• diferentele temporare impozabile care rezulta din recunoasterea initiala a fondului comercial.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
26
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Creanțele privind impozitul amânat sunt recunoscute pentru pierderi fiscale neutilizate, credite fiscale neutilizate și
diferențe temporare deductibile, în limita probabilitatii ca va exista profit impozabil viitor fata de care acestea pot fi
utilizate. Profiturile impozabile viitoare sunt determinate pe baza reluarii diferențelor temporare impozabile relevante.
Daca suma diferentelor temporare impozabile este insuficienta pentru a recunoaste integral o creanta privind impozitul
amanat, atunci sunt luate in considerare profiturile impozabile viitoare, ajustate cu reluarea diferentelor temporare
existente, pe baza planurilor de afaceri ale filialelor Grupului considerate individual. Creanțele privind impozitul amânat
sunt revizuite la fiecare dat ă de raportare și sunt reduse în măsura în care nu mai este probabil ca beneficiul fiscal aferent
sa fie realizat; astfel de reduceri sunt reluate atunci când probabilitatea unor profituri impozabile viitoare se
îmbunătăteste.
Evaluarea impozitului amânat reflectă consecințele fiscale care ar rezulta din modul în care Grupul se asteapta, la data de
raportare, sa recupereze sau sa deconteze valoarea contabilă a activelor și datoriilor sale.
Creanțele și datoriile privind impozitul amânat sunt compensate numai dacă sunt îndeplinite anumite criterii.
(iii) Impozit suplimentar minim global
Legea 431/2023 privind asigurarea unui nivel minim global de impozitare a grupurilor de ȋntreprinderi multina ţionale ș i
naţionale de mari dimensiuni transpune ȋn legislatia nationala prevederile Directivei 2523/2022 privind asigurarea unui
nivel minim de impozitare. De asemenea, conform articolului 5 din Legea 431/2023, pentru aplicarea acestei legi se
utilizeaza explicatiile si exemplele din Ghidurile administrative emise de catre Organizatia pentru Cooperare si Dezvoltare
Economica („OCDE”).
Legea 431/2023 este aplicabila grupurilor de companii de mari dimensiuni, atat nationale cat si multinationale, mai exact
cele care inregistreaza o cifra de afaceri consolidata (la nivelul intregului grup) de minim 750 milioane Euro in cel putin doi
ani din cei patru anteriori anului de referinta. Astfel, conform Legii, începând cu anul financiar 2024, un impozit suplimentar
("impozit suplimentar") ar trebui colectat de fiecare dată când rata efectivă de impozitare a unui grup de întreprinderi
naționale sau multinaționale într-o anumită jurisdicție este sub 15%. Cota efectiva de impozitare („ETR”) se calculeaza
anual la nivel de jurisdictie. ETR este calculata ca raport intre impozitele acoperite ajustate ale Entitatilor Constitutive
(„CE”) – numaratorul si respectiv profitul net calificat al Entitatilor Constitutive – numitorul. Atat numaratorul, cat si
numitorul reprezinta sumele cumulate ale tuturor CE-urilor situate intr-o jurisdictie. OCDE a introdus o serie de regimuri
de protectie („safe harbours”), acestea avand ca scop simplificarea calculului pentru contribuabili, in special in ceea ce
priveste primii ani de aplicare a noului regim. Atat timp cat cel putin unul din testele mentionate in cadrul regimurilor de
protectie (testul de minimis, testul ETR simplificat si testul profiturilor de rutina) este indeplinit intr-un an, se poate
considera ca impozitul suplimentar in acea jurisdictie pentru Grup este zero.
Astfel, Grupul analizeaza indeplinirea a cel putin unul din testele mentionate anterior si in cazul, in care nu este indeplinit
niciunul din teste, efectueaza calculul ETR la nivel de jurisdictie. In cazul in care ETR determinat este mai mic decat 15%,
impozitul suplimentar necesar pentru a atinge minimul de 15% este recunoscut drept impozit pe profit.
(h) Imobilizări corporale
(i) Recunoaștere și evaluare
Elementele de imobilizari corporale sunt recunoscute inițial la cost, care include costul indatorarii capitalizat.
Dacă părţi semnificative ale unui element de imobilizari corporale au durate de viață utila diferite, atunci acestea sunt
contabilizate ca elemente separate (componente majore) de imobilizari corporale.
Orice câștig sau pierdere care rezulta din cedarea unui element de imobilizări corporale este recunoscut(ă) în profit sau
pierdere.
Ulterior recunoașterii inițiale:
- terenurile, construcțiile, echipamentele și alte elemente de imobilizări corporale sunt evaluate la valoarea
reevaluata; si
- imobilizările corporale în curs de execuție sunt evaluate la cost minus orice pierderi acumulate din depreciere.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
27
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Reevaluările sunt efectuate cu suficientă regularitate, pentru a se asigura ca valoarea contabilă nu difera semnificativ de
ceea ce s-ar fi determinat prin utilizarea valorii juste la sfârșitul perioadei de raportare.
Atunci cand un element de imobilizări corporale este reeval uat, amortizarea acumulată este eliminată din valoarea
contabilă brută, iar valoarea netă este ajustata la valoarea reevaluată a activului.
Dacă valoarea contabilă a unui activ este majorata ca urmare a unei reevaluări, majorarea este recunoscută si acumulata
în capitalurile proprii in rezerva din reevaluare. Cu toate acestea, majorarea este recunoscută în profit sau pierdere în
măsura în care aceasta compenseaza o descrestere din reevaluarea aceluiași activ recunoscuta anterior în profit sau
pierdere.
Dacă valoarea contabilă a unui activ este diminuata ca urmare a unei reevaluări, diminuarea este recunoscută în profit
sau pierdere. Cu toate acestea, scaderea este recunoscuta in capitalurile proprii in rezerva din reevaluare daca există un
sold creditor în rezerva din reevaluare pentru acel activ.
Diferența dintre valoarea reevaluată și valoarea contabilă netă a imobilizarilor corporale este recunoscută ca rezerva din
reevaluare inclusa în capitalurile proprii.
Rezerva din reevaluare este transferată in rezultatul reportat intr-o suma corespunzătoare utilizării activului (pe masura
ce activul este amortizat) și la scoaterea din functiune sau cedarea activului.
(ii) Costuri ulterioare
Costurile ulterioare sunt capitalizate numai dacă este probabil ca beneficii economice viitoare aferente acestor costuri vor
intra in cadrul Grupului.
(iii) Amortizare
Amortizarea este calculată utilizând metoda liniară pe durata de viață utilă estimată a activelor și este recunoscută în profit
sau pierdere. Terenurile și imobilizările în curs de executie nu sunt amortizate.
Duratele de viață utila estimate ale imobilizărilor corporale pentru perioada curenta si perioada comparativa sunt
urmatoarele:
Categoria
Durata de viață utilă (ani)
Construcții și instalații speciale
65 - 97
Construcții și instalații speciale reprezentand bunuri de retur conform
contractului de concesiune (a se vedea Nota 5 a1)
Minimul dintre durata de viata
economica utila si perioada
rămasă din contractul de
concesiune
Echipamente tehnologice
25 - 47
Aparate și instalații de măsură și control
15 - 23
Mijloace de transport
16 - 24
Mobilier, echipamente de birou
12
Metodele de amortizare si duratele de viață utila sunt revizuite la fiecare dată de raportare și ajustate, dacă este cazul.
(i) Imobilizări necorporale
(i)
Recunoaștere și evaluare
Imobilizările necorporale care sunt achiziționate de Grup și au durate de viață utila determinate sunt evaluate la cost minus
amortizarea acumulată și orice pierderi din depreciere acumulate. Imobilizarile necorporale includ in principal programe
informatice și licențe.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
28
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(ii)
Costuri ulterioare
Costurile ulterioare sunt capitalizate numai atunci când acestea cresc beneficiile economice viitoare incorporate în activul
specific la care se referă. Toate celelalte cheltuieli, inclusiv cheltuielile cu fondul comercial generat intern și mărcile, sunt
recunoscute în profit sau pierdere atunci când sunt efectuate.
(iii)
Amortizare
Amortizarea este calculată pentru a diminua costul imobilizărilor necorporale mai puţin valoarea reziduală estimată a
acestora, utilizând metoda liniară pe durata de viață utilă estimată, și este recunoscută in general în profit sau pierdere.
Duratele de viata utila estimate ale programelor informatice si ale licentelor pentru perioada curenta si perioadele
comparative sunt 3-5 ani.
Metodele de amortizare, duratele de viață util a și valorile reziduale sunt revizuite la fiecare dată de raportare și ajustate,
dacă este cazul.
(j) Certificate verzi
Grupul recunoaște certificatele verzi primite în baza schemei de sprijin pentru producătorii de energie din surse
regenerabile la cost (care este 0) la momentul obținerii dreptului de a le primi (atunci când energia electrică este produsă).
Grupul recunoaște certificatele verzi achiziționate la cost.
Grupul, in calitate de furnizor de energie electrică, are obligația legala să achiziționeze un număr de certificate verzi (a se
vedea Nota 1 c)), al caror cost este ulterior transferat consumatorilor finali pe baza cantităților de energie electrica
consumate. Pentru a indeplini obligatia legala anuala de achizitie (tinta sau cota anuala), Grupul utilizează atât certificate
verzi primite in cadrul schemei de sprijin, cât și certificate verzi achiziționate.
Certificatele verzi necesare pentru a îndeplini obligația (cota) sunt estimate de Grup, iar o datorie este recunoscută în
Situația poziției financiare, ținând cont de costul de achiziție. Certificatele verzi suplimentare sunt achiziționate și
recunoscute drept cheltuială în măsura necesară pentru a îndeplini obligația de cotă. Certificatele verzi achiziționate in
plus fata de cota obligatorie la sfârșitul perioadei de raportare sunt recunoscute în situația consolidată a poziției financi are.
În cazul în care cota obligatorie nu este indeplinita la sfarsitul perioadei de raportare, atunci Grupul recunoaste o datorie
in situatia consolidata a pozitiei financiare.
Costul certificatelor verzi transferate consumatorilor finali în valoare de 354.337.865 RON este recunoscut în profit sau
pierdere ca parte a v eniturilor din contractele cu clienții.
(k) Instrumente financiare
(i) Recunoaștere și evaluare inițială
Creanțele comerciale sunt recunoscute inițial atunci când sunt constituite. Toate celelalte active financiare și datorii
financiare sunt recunoscute inițial atunci când Grupul devine parte a conditiilor contractuale ale instrumentului.
Numerarul și echivalentele de numerar includ soldurile numerar ului, depozitele la vedere și depozitele cu maturitate de
până la trei luni de la data constituirii care au o expunere nesemnificativa la riscul de modificare a valorii juste si sunt
utilizate de Grup pentru gestionarea angajamentelor pe termen scurt.
Un activ financiar (cu excepția creanțelor comerciale care nu au o componentă de finanțare semnificativă) sau o datorie
financiară este evaluat(ă) inițial la valoarea justă plus sau minus costurile tranzacției care sunt direct atribuibile achiziției
sau emisiunii sale. O creanță comercială care nu contine o componentă de finanțare semnificativă este evaluată inițial la
prețul tranzacției.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
29
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(ii) Clasificarea și evaluarea ulterioară
Active financiare
La recunoașterea inițială un activ financiar este clasificat intr-unul dintre urmatoarele modele de afaceri: detinut in scopul
de a colecta fluxuri de numerar contractuale, detinut in scopul de a colecta fluxuri de numerar contractuale si in scopul
vanzarii sau alte le.
Activele financiare nu sunt reclasificate după recunoașterea lor inițială, cu excepția cazului în care Grupul își modifică
modelul de afaceri pentru gestionarea activelor financiare, caz în care toate activele financiare afectate sunt reclasificate
în prima zi a primei perioade de raportare urmatoare modificării modelului de afaceri.
Un activ financiar este clasificat ca fiind detinut in scopul colectarii fluxurilor de numerar contractuale si evaluat la cost
amortizat daca îndeplineste următoarele două condiții:
•
este deținut in cadrul unui model de afaceri al cărui obiectiv este de a deține active in scopul colectarii fluxurilor
de numerar contractuale; și
•
termenii săi contractuali dau naștere, la anumite date, fluxuri lor de numerar care sunt exclusiv plati ale
principalului și ale dobânzii aferente valorii principalului datorat.
Toate activele financiare ale Societatii sunt clasificate ca deținute în vederea colectarii și dau naștere intrării fluxurilo r de
numerar exclusiv pentru plata dobânzii și principalului.
Active financiare – Evaluare ulterioara și castiguri si pierderi
Activele financiare evaluate la cost amortizat sunt evaluate ulterior la cost amortizat utilizand metoda dobânzii efective.
Costul amortizat este diminuat cu pierderi din depreciere. Veniturile din dobânzi, câstigurile si pierderile din diferențe de
curs valutar și pierderile din depreciere sunt recunoscute în profit sau pierdere. Orice câștig sau pierdere care rezulta din
derecunoaștere este recunoscut(ă) în profit sau pierdere.
Datorii financiare – Clasificare, evaluare ulterioară și câștiguri sau pierderi
Datoriile financiare sunt clasificate ca datorii financiare evaluate la cost ul amortizat utilizând metoda dobânzii efective.
Cheltuielile cu dobânzile și câștigurile sau pierderile din diferențe de curs valutar sunt recunoscute in profit sau pierdere.
Orice câștig sau pierdere care rezulta din derecunoaștere este recunoscut(ă) în profit sau pierdere.
(iii) Derecunoaștere
Active financiare
Societatea derecunoaște un activ financiar atunci atunci cand:
• drepturile contractuale asupra fluxurilor de numerar care decurg din activul financiar expira, sau
• transferă drepturile contractuale de a primi fluxurile de numerar intr-o tranzacție în care:
o sunt transferate majoritatea riscurilor și beneficiilor aferente dreptului de proprietate asupra activului
financiar, sau
o Societatea nu transfera si nici nu pastreză majoritatea riscurilor și beneficiilor aferente dreptului de
proprietate, și nu păstrează controlul asupra activului financiar.
Datorii financiare
Societatea derecunoaște o datorie financiară atunci când obligațiile specificate in contract sunt stinse sau anulate sau
expiră. De asemenea, Societatea derecunoaște o datorie financiară atunci când termenii contractului sunt modificati și
fluxurile de numerar ale datoriei modificate difera in mod semnificativ, caz în care o noua datorie financiară este
recunoscută la valoarea justă pe baza termenilor contractuali modificati.
La derecunoașterea unei datorii financiare, diferența dintre valoarea contabilă stinsa și contravaloarea platita (inclusiv
orice active nemonetare transferate sau datorii asumate) este recunoscută în profit sau pierdere.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
30
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(iv) Compensare
Activele financiare și datoriile financiare sunt compensate si valoarea netă prezentată în situația poziției financiare atunci
si numai atunci când Grupul are un drept legal curent de a compensa sumele și intenționează fie să le deconteze pe o bază
netă, fie să realizeze activul și să deconteze datoria simultan.
(l) Depreciere
(i) Active financiare
Grupul recunoaște pierderile de credit așteptate pe durata acestora (ECL) aferente investițiilor în instrumente de datorie
care sunt evaluate la cost amortizat sau la valoarea justă prin alte elemente ale rezultatului global. Valoarea pierderilor
așteptate este actualizată la fiecare dată de raportare pentru a reflecta modificările riscului de credit de la recunoașterea
inițială a instrumentului financiar. Grupul recunoaște întotdeauna pierderi așteptate pe durata de viață pentru creanțele
comerciale.
Pierderile așteptate aferente acestor active financiare sunt estimate utilizând o matrice de provizionare (provision matrix)
bazată pe experiența istorică a Grupului privind pierderile de credit, ajustată pentru factori specifici debitorilor, condiți ile
economice generale și o evaluare atât a situației curente, cât și a direcției preconizate a evoluției acestora la data raportăr ii,
incluzând valoarea în timp a banilor, acolo unde este cazul. Societatea recunoaște ajustări ECL aferente și activelor din
contracte.
Societatea măsoară ajustarile pentru pierderi la un nivel egal cu pierderile așteptate pe durata de viață (lifetime ECL) (Not a
29).
La evaluarea unei creșteri semnificative a riscului de credit și la estimarea ECL, Grupul utilizează informații rezonabile și
justificabile, relevante și disponibile fără costuri sau eforturi excesive, incluzând atât date cantitative, cât și calitativ e,
precum și informații cu caracter prospectiv.
Grupul consideră că riscul de credit aferent unui activ financiar a crescut semnificativ dacă acesta înregistrează o întârziere
de peste 90 de zile.
Grupul consideră ca un activ financiar prezinta riscul de neindeplinire a obligatiilor atunci când:
•
este improbabil ca debitorul să își plateasca integral obligațiile fata de Societate, fără a recurge la acțiuni precum
executarea garanției (dacă exista); sau
•
activul financiar este restant de mai mult de 180 de zile.
Indiferent de analiza de mai sus, Grupul consideră că a intervenit intrarea în neplată atunci când un activ financiar
înregistrează o întârziere de peste 180 de zile, cu excepția situației în care Grupul deține informații rezonabile și justificabile
care demonstrează că un criteriu de intrare în neplată stabilit la un termen mai lung este mai adecvat.
Pierderile din credite așteptate pe durata de viață reprezintă pierderile din credite așteptate care rezultă din toate
evenimentele posibile de neplată pe parcursul duratei de viață estimate a unui instrument financiar.
Perioada maximă luată în considerare la estimarea pierderilor din credite așteptate este perioada contractuală maximă pe
durata căreia Grupul este expus la riscul de credit.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
31
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Evaluarea ECL
ECL reprezinta o estimare a pierderilor din credit ponderata cu probabilitatile. Pierderile din credit sunt evaluate la
valoarea actualizata a tuturor deficitelor de numerar (adica diferenta dintre fluxurile de numerar datorate Grupului in
conformitate cu contractul si fluxurile de numerar pe care Grupul se asteapta sa le primeasca).
Active financiare depreciate ca urmare a riscului de credit
La fiecare dată de raportare, Grupul analizează dacă activele financiare evaluate la cost amortizat sunt depreciate ca
urmare a riscului de credit. Un activ financiar este depreciat ca urmare a riscului de credit atunci când au avut loc unul sa u
mai multe evenimente care au un impact negativ asupra fluxurilor de numerar viitoare estimate ale activului financiar.
Dovezile că un activ financiar este depreciate ca urmare a riscului de credit includ date observabile cu privire la următoare le
evenimente:
(a) dificultatea financiară semnificativă a debitorului;
(b) o încalcare a contractului, de exemplu neîndeplinirea obligațiilor sau o intarziere a platii cu mai mult de 180 de
zile;
(c) restructurarea unui imprumut sau a unui avans de catre Societate în condiții pe care altfel Societatea nu le-ar lua
în considerare; sau
(d) este probabil că debitorul sa intre în faliment sau în altă formă de reorganizare financiară.
Prezentarea ajustărilor pentru ECL în situația poziției financiare
Ajustările pentru pierdere aferente activelor financiare evaluate la costul amortizat sunt deduse din valoarea contabilă
brută a activelor.
Derecunoasterea activelor financiare
Valoarea contabilă brută a unui activ financiar este derecunoscuta atunci cand Societatea nu are asteptari rezonabile de
recuperare integrala sau partiala a activului.
(ii) Active nefinanciare
La fiecare dată de raportare, Grupul revizuiește valorile contabile ale activelor sale nefinanciare (altele decât stocurile,
activele aferente contractelor cu clientii și creanțele privind impozitul amânat) pentru a determina dacă există vreun
indiciu de depreciere. Dacă există un astfel de indiciu, atunci se estimează valoarea recuperabilă a activului.
Pentru testul de depreciere activele sunt grupate la nivelul celui mai mic grup de active care generează intrari de numerar
din utilizarea continua, care sunt în mare măsură independente de intrarile de numerar ale altor active sau CGU, in
conformitate cu rationamentul descris în Nota 5 a3).
Valoarea recuperabilă a unui activ sau a unei CGU reprezinta cea mai mare valoare dintre valoarea sa de utilizare și valoarea
sa justă mai putin costurile asociate cedarii. Valoarea de utilizare se bazeaza pe fluxurile de numerar viitoare estimate,
prezentate la valoarea lor actualizata, utilizând o rată de actualizare înainte de impozitare care reflectă evaluările curente
de piata cu privire la valoarea în timp a banilor și riscurile specifice activului sau CGU.
O pierdere din depreciere este recunoscută daca valoarea contabilă a unui activ sau a unei CGU depășeste valoarea sa
recuperabilă.
Pierderile din depreciere sunt recunoscute în profit sau pierdere, cu excepția imobilizărilor corporale contabilizate la
valoarea reevaluată, in cazul carora pierderea din depreciere este recunoscută în alte elemente ale rezultatului global și
reduce rezerva din reevaluare in cadrul capitalurilor proprii în măsura în care aceasta reia o creștere din reevaluare
anterioara aferenta aceluiasi activ.
Reversarea este limitată astfel încât valoarea contabilă a activului să nu depășească valoarea sa recuperabilă și nici
valoarea contabilă care ar fi fost determinată, netă de amortizare, dacă nu ar fi fost recunoscută o pierdere din
depreciere în anii anteriori. O astfel de reversare este recunoscută în contul de profit sau pierdere, cu excepția situației
în care activul este prezentat la valoare reevaluată; în acest caz, reversarea este tratată ca o creștere din reevaluare.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
32
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(m) Capitalul social
Grupul recunoaște modificările in capitalul social în conformitate cu legislația aplicabila și după aprobarea lor de către
Adunarea Generală a Acționarilor și înregistrarea la Registrul Comerțului.
Până la 31 decembrie 2003, capitalul social statutar în termeni nominali a fost retratat în conformitate cu IAS 29
"Raportarea financiară în economiile hiperinflaționiste" printr-o ajustare corespunzătoare a rezultatului reportat.
Acțiuni ordinare
Costurile incrementale direct atribuibile emisiunii de acțiuni ordinare sunt recunoscute ca o diminuare a capitalurilor
proprii. Impozitul pe profit aferent costurilor de tranzacție ale unei tranzactii cu capitaluri proprii este contabilizat in
conformitate cu IAS 12 (a se vedea Nota 7 g)).
(n) Dividende
Dividendele sunt recunoscute ca o deducere din capitaluri le proprii în perioada în care distribuirea lor este aprobata și
sunt recunoscute ca datorie în măsura în care sunt neplatite la data de raportare. Dividendele sunt prezentate în notele la
situațiile financiare atunci când distribuirea lor este propusă după data de raportare și înainte de data emiterii situațiilor
financiare.
(o) Provizioane
Un provizion este recunoscut in cazul in care, ca urmare a unui eveniment anterior, Grupul are o obligatie curenta, legala
sau implicita, care poate fi estimata in mod credibil si este probabil ca pentru decontarea obligatiei sa fie necesara o iesire
de resurse incorporand beneficii economice.
Provizioanele sunt determinate prin actualizarea fluxurilor de numerar viitoare preconizate utilizând o rată de actualizare
înainte de impozitare care reflecta evaluările curente de piața cu privire la valoarea în timp a banilor și la riscurile spec ifice
datoriei. Reluarea actualizării este recunoscută in cheltuieli financiare.
Provizioane de dezafectare
Un provizion de dezafectare în legatură cu activele hidroenergetice abandonate sau trecute in post-utilizare și cheltuielile
aferente sunt recunoscute atunci când conducerea a luat decizia de a abandona un activ sau de a trece un activ in post-
utilizare sau când Grupul nu are o alternativă realistă, cu exceptia abandonarii sau trecerii in post-utilizare a unui activ
înainte de sfarșitul perioadei de concesiune (a se vedea Nota 5 a4)).
Ulterior evaluării inițiale, obligația este evaluata la sfârșitul fiecărei perioade de raportare pentru a reflecta valoarea în
timp a banilor și orice modificari ale fluxurilor de numerar viitoare estimate care stau la baza obligației. Cresterea
provizionului datorata valorii in timp a banilor este recunoscuta în cheltuieli financiare, în timp ce modificările fluxurilor
de numerar viitoare estimate sunt recunoscute in cheltuieli de exploatare.
Grupul recunoaște un provizion de dezafectare in corespondenta cu imobilizarile corporale cu privire la dezafectarea
turbinelor eoliene. Obligația este evaluată la sfârșitul fiecărei perioade de raportare pentru a reflecta valoarea în timp a
banilor și orice modificari ale fluxurilor de numerar viitoare estimate care stau la baza obligației. Modificarea provizionului
datorată valorii in timp a banilor este recunoscuta în cheltuieli financiare, în timp ce modificările fluxurilor de numerar
viitoare estimate sunt recunoscute in imobilizari corporale.
(p) Active contingente si datorii contingente
O datorie contingenta este:
a) o obligație potențială apărută ca urmare a unor evenimente anterioare și a cărei existență va fi confirmată doar de
apariția sau neapariția unuia sau mai multor evenimente viitoare incerte, care nu sunt în totalitate controlate de
Grup; sau
b) o obligație curentă aparută ca urmare a unor evenimente anterioare, dar care nu este recunoscută deoarece:
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
33
i. nu este probabil ca vor fi necesare iețiri de resurse care sa incorporeze beneficii economice pentru decontarea
acestei obligatii; sau
ii. valoarea obligației nu poate fi evaluată suficient de credibil.
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Datoriile contingente nu sunt recunoscute în situațiile financiare, ci sunt prezentate în note, cu excepția cazului în care
posibilitatea unei ieșiri de resurse care incorporeaza beneficii economice este indepartata.
Un activ contingent este un activ potențial care apare ca urmare a unor evenimente anterioare și a cărui existență va fi
confirmată doar de apariția sau neapariția unuia sau mai multor evenimente viitoare incerte, care nu sunt în totalitate
controlate de Grup.
Un activ contingent nu este recunoscut în situațiile financiare, cu excepția cazului în care este aproape sigur. Activele
contingente sunt prezentate in note numai atunci când o intrare de beneficii economice este considerată probabilă.
(q) Incertitudini privind tratamentele fiscale
Grupul aplica IFRIC 23 “Incertitudini legate de tratamente fiscale” pentru contabilizarea incertitudinilor legate de impozitu l
pe profit.
Un „tratament fiscal incert” este un tratament fiscal legat de impozitul pe profit pentru care exista incertitudini cu privir e
la faptul daca autoritatea fiscala relevanta il va accepta in baza legislatiei fiscale. Prezenta unui tratament fiscal incert
depinde atat de pozitia specifica a unei entitati, cat si de legislatia fiscala aplicabila. Prin urmare, tratamentele fiscale
incerte apar adesea atunci cand legea fiscala aplicabila este neclara sau nu este inteleasa in mod consecvent.
Daca exista incertitudini cu privire la tratament fiscal legat de impozitul pe profit, atunci Grupul ia in considerare daca este
probabil (mai mult probabil decat improbabil) ca o autoritate fiscala sa accepte tratamentul fiscal inclus sau planificat sa
fie inclus in declaratia fiscala a Grupului.
Grupul reflecta efectul incertitudinii cu privire la un tratament fiscal in masurarea impozitului pe profit curent si amanat,
dupa cum urmeaza:
• Este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal al Grupului: daca Grupul concluzioneaza ca este
probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal, atunci Grupul masoara impozitul pe profit curent si
amanat in concordanta cu tratamentul fiscal utilizat sau planificat sa fie utilizat pentru intocmirea si depunerea
declaratiei fiscale.
• Este putin probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal al Grupului: daca Grupul concluzioneaza ca nu
este probabil ca autoritatea fiscala sa accepte tratamentul fiscal, atunci acesta reflecta efectul acelei incertitudini
fiscale in determinarea profitului impozabil (sau a pierderii fiscale), bazei de impozitare, a pierderilor fiscale
neutilizate, a creditelor fiscale neutilizate si a ratelor de impozitare determinate de aplicarea prezentei interpretari.
Pentru a face acest lucru, Grupul foloseste fie metoda celei mai probabile valori, fie metoda valorii preconizate -
oricare dintre acestea preconizeaza mai bine determinarea incertitudinii.
Incertitudinile legate de alte taxe care nu sunt impozite pe profit (de exemplu, taxa pe valoarea adaugata sau taxe in scopul
IFRIC 21 “Cotizatii”) sunt recunoscute si masurate in conformitate cu IAS 37 “Provizioane, datorii contingente si active
contingente”, cu exceptia cazului in care sunt tratate in mod specific intr-un alt standard (de exemplu IAS 19 “Beneficiile
angajaților” pentru contributiile la asigurari sociale).
Incertitudinile privind valoarea care va fi recunoscuta ca provizion sunt tratate prin mijloace diferite, in functie de
imprejurari. In cazul in care provizionul in curs de evaluare implica o gama larga de elemente, obligatia este estimata prin
ponderarea tuturor rezultatelor posibile in functie de probabilitatile lor. Aceasta metoda statistica de evaluare este
denumita „valoare preconizata”. Prin urmare, provizionul va fi diferit in functie de probabilitatea pierderii unei anumite
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
34
sume. In cazul in care exista un interval continuu de rezultate posibile si probabilitatile de realizare ale fiecaruia sunt egale,
se utilizeaza punctul de la mijlocul intervalului.
In cazul in care este evaluata o singura obligatie, rezultatul individual cel mai probabil poate constitui cea mai buna
estimare a datoriei. Cu toate acestea, chiar si intr-un astfel de caz, entitatea ia in considerare si alte rezultate posibile. In
cazul in care alte rezultate posibile sunt, in cea mai mare parte, fie mai mari, fie mai mici decat rezultatul cel mai probabil,
cea mai buna estimare va fi o suma mai mare sau mai mica.
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
(r) Leasing
La inițierea unui contract, Grupul evaluează dacă acel contract este sau contine un contract de leasing. Un contract este
sau conține un contract de leasing dacă acel contract acorda dreptul de a controla utilizarea unui activ identificat pentru
o anumită perioadă de timp în schimbul unei contraprestatii.
In calitate de locatar
La data începerii derularii sau la modificarea unui contract care contine o componenta de leasing, Grupul alocă
contravaloarea din contract fiecărei componente de leasing pe baza prețu rilor individuale relative.
Grupul recunoaște un activ aferent dreptului de utilizare și o datorie de leasing la data inceperii derularii contractului de
leasing. Activul aferent dreptului de utilizare este evaluat inițial la cost, care include valoarea inițială a datoriei de leasing,
ajustată cu orice plăți de leasing efectuate la data sau înainte de data începerii derulării, plus orice costuri directe inițiale
suportate, minus orice stimulente primite în cadrul contractului de leasing.
Activul aferent dreptului de utilizare este ulterior amortizat utilizând metoda liniară de la data începerii până la sfârșitu l
perioadei de leasing, cu excepția cazului în care contractul de leasing transferă dreptul de proprietate asupra activului
suport către Grup până la sfârșitul perioadei de leasing sau costul activului aferent dreptului de utilizare reflectă faptul că
Grupul va exercita o opțiune de cumpărare. În acest caz, activul aferent dreptului de utilizare va fi amortizat pe durata de
viață utilă a activului suport, care este determinată similar imobilizărilor corporale. În plus, activul aferent dreptului de
utilizare este diminuat periodic cu pierderi din depreciere, dacă există, și ajustat pentru anumite reevaluări ale datoriei
care decurge din contractul de leasing.
Datoria care decurge din contractul de leasing este evaluata inițial la valoarea actualizată a plăților de leasing care nu sunt
achitate la data începerii derulării contractului, actualizate utilizând rata dobânzii implicită în contractul de leasing sau,
daca această rată nu poate fi determinată imediat, rata marginală de împrumut a Grupului. In general, Grupul utilizeaza
rata marginala de imprumut ca rata de actualizare.
Grupul isi determină rata marginală de împrumut prin obtinerea ratelor dobanzii din diferite surse de finantare externe si
isi face anumite ajustari pentru a reflecta termenii contractului de leasing și tipul activului suport.
Plățile de leasing incluse în evaluarea datoriei care decurge din contractul de leasing cuprind urmatoarele:
• plăți fixe de leasing, inclusiv plăți fixe în fond;
• plăți variabile de leasing care depind de un indice sau de o rată, evaluate inițial utilizand indicele sau rata de la
data începerii derulării contractului;
• sumele preconizate a fi plătite în baza unor garanții aferente valorii reziduale; si
• prețul de exercitare al unei opțiuni de cumpărare dacă Grupul are certitudinea rezonabilă că o va exercita, plăți
de leasing aferente unei perioade de prelungire optională dacă Grupul are certitudinea rezonabilă că va exercita
opțiunea de prelungire si penalități de reziliere a contractului de leasing, cu exceptia cazului in care Grupul are
certitudinea rezonabilă că nu va rezilia contractul de leasing.
Datoria care decurge din contractul de leasing este evaluată la cost amortizat utilizând metoda dobânzii efective. Datoria
este reevaluată atunci când are loc o modificare a plăților de leasing viitoare care rezultă dintr-o schimbare a unui indice
sau a unei rate, daca are loc o modificare a estimării Grupului cu privire la sumele care se preconizează ca vor fi datorate
în conformitate cu garanția aferentă valorii reziduale, daca Grupul își modifică evaluarea privind probabilitatea exercitării
unei opțiuni de cumpărare, extindere sau reziliere sau daca are loc o revizuire a unei plăți de leasing fixe în fond.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
35
Atunci când datoria care decurge din contractul de leasing este reevaluată in acest mod, se efectueaza o ajustare
corespunzatoare a valorii contabile a activului aferent dreptului de utilizare sau reevaluarea este inregistrata in profit sau
pierdere dacă valoarea contabilă a activului aferent dreptului de utilizare a fost redusă la zero.
Grupul prezintă activele aferente dreptului de utilizare în Imobilizări corporale în situația poziției financiare.
7. POLITICI CONTABILE SEMNIFICATIVE (continuare)
Contracte de leasing pe termen scurt și contracte de leasing in care activul suport are o valoare mică
Grupul a ales sa nu recunoasca activele aferente dreptului de utilizare și datori ile care decurg din contract ul de leasing
pentru contractele de leasing pe termen scurt (cu o durata de leasing de cel mult 12 luni) și contractele de leasing in care
activul suport are o valoare mică (mai mica decat echivalentul a 5.000 USD). Grupul recunoaște plățile de leasing asociate
acestor contracte de leasing in cheltuieli de exploatare utilizand o baza liniara pe durata contractului de leasing.
(s) Subvenții guvernamentale
Subvențiile guvernamentale aferente activelor sunt recunoscute initial ca venituri înregistrate în avans la valoarea justa
atunci când exista siguranta rezonabilă că acestea vor fi primite și că Grupul va respecta condițiile atasate subventiei.
Subvențiile aferente activelor sunt recunoscute în profit sau pierdere in Alte venituri pe o baza sistematica pe durata de
viaţă utilă a activelor.
Subvențiile aferente veniturilor, care compensează Grupul pentru cheltuielile efectuate, sunt recunoscute în profit sau
pierdere in Alte venituri pe o baza sistematica in perioadele in care sunt recunoscute cheltuielile, cu excepția cazului în
care condițiile primirii subvenției sunt îndeplinite după recunoasterea cheltuielilor aferente. În acest caz, subvenția este
recunoscută atunci când devine incasabilă.
Pentru subvențiile aferente certificatelor verzi, a se vedea Nota 7 (j).
(t) Raportare pe segmente
Rezultatele obtinute pe segmente, care sunt raportate catre Directorat si Consiliul de Supraveghere includ elemente atat
direct atribuibile unui segment, precum si elemente care pot fi alocate pe o baza rezonabila.
(u) Evenimente ulterioare
Evenimentele care au loc dupa data de raportare pana la data la care aceste situatii financiare au fost autorizate pentru
emitere, care ofera informații suplimentare despre condițiile care existau la data de raportare (evenimente care conduc la
ajustarea situațiilor financiare) sunt reflectate în aceste situații financiare. Evenimentele care au loc dupa data de raportare
pana la data la care aceste situatii financiare au fost autorizate pentru emitere, care ofera informatii despre evenimentele
care au avut loc dupa data de raportare (evenimente care nu conduc la ajustarea situațiilor financiare), atunci când sunt
semnificative, sunt prezentate în notele explicative la situațiile financiare.
(v) Estimarea valorii juste
“Valoarea justă” este prețul care ar fi incasat pentru vânzarea unui activ sau plătit pentru transferul unei datorii într-o
tranzacție normala între participanții pe piata, la data evaluarii, pe piața principală sau, în absenta acesteia, pe piata cea
mai avantajoasă la care Grupul are acces la acea dată. Valoarea justă a unei datorii reflectă riscul de neperformanță al
acesteia.
Un număr de politici contabile și prezentari de informatii ale Grupului necesită evaluarea valori lor juste pentru active și
datorii financiare și active nefinanciare (a se vedea Nota 5 (b)).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
36
Grupul evalueaza valoarea justă a unui instrument utilizand prețul cotat pe o piață activă pentru acel instrument, atunci
cand este disponibil. O piață este considerată "activă" dacă tranzacțiile cu activul sau datoria au loc cu o frecvență și la un
volum suficiente pentru a oferi informații de preț in mod constant.
Dacă nu există niciun preț cotat pe o piață activă, atunci cand Grupul utilizează tehnici de evaluare care maximizeaza
utilizarea datelor de intrare observabile relevante și minimizeaza utilizarea datelor de intrare neobservabile. Tehnica de
evaluare aleasă incorporeaza toti factorii pe care participanții pe piata i-ar lua in considerare in evaluarea unei tranzacții.
8. MODIFICARI ALE POLITICILOR CONTABILE
Politicile contabile aplicate in aceste situații financiare individuale sunt aceleași cu cele aplicate in situațiile financia re
individuale ale Grupului la data si pentru anul financiar incheiat la 31 decembrie 2024.
9. COMPARATIVE
Situațiile financiare sunt prezentate pe o bază comparativă cu situațiile financiare ale anului precedent.
10. SEGMENTE OPERATIONALE
A. Bazele segmentarii
Grupul a identificat două segmente raportabile pe baza licențelor de operare deținute – producerea de energie electrică
și furnizarea de energie electrică.
Tabelul urmator descrie activitatile fiecărui segment raportabil:
Segment raportabil
Activitati
Producerea de energie
electrica
Producerea de energie electrică prin exploatarea hidrocentralelor,
microhidrocentralelor și turbinelor eoliene, prestarea de servicii de sistem către
operatorul de sistem (punerea la dispoziție a unei capacități de producție agreate pentru
nevoile de echilibrare ale sistemului energetic).
Energia electrică produsă este vândută în principal furnizorilor de energie electrică și
entităților care comercializează energie electrică pe piața angro de energie electrică,
precum și furnizată consumatorilor finali prin intermediul segmentului de furni zare a
energiei electrice.
Furnizarea de energie
electrica
Furnizarea de energie electrică consumatorilor finali non-casnici și casnici. Energia
electrică furnizată consumatorilor finali este produsă, în principal, de segmentul de
producere a energiei electrice, iar în cazul în care există un deficit, acesta este acoperit
prin achiziții de energie electrică spot sau forward.
Directoratul Societății revizuiește rapoartele de management ale fiecărui segment. Profitul înainte de impozitare al
segmentului este utilizat pentru a evalua performanța, deoarece conducerea consideră că aceasta informație este una
dintre cele mai relevan te în evaluarea rezultatelor segmentelor.
B. Informații despre segmentele operationale
Alte cheltuieli includ urmatoarele pozitii din situatia de profit sau pierdere: Reparatii, întreținere, materiale și consumab ile,
Pierderi din deprecierea creanțelor comerciale si Alte cheltuieli de exploatare.
Segmentul de producere a energiei electrice include, de asemenea, serviciile de sistem și producerea de energie electrică
pentru echilibrarea sistemului, care sunt facturate operatorului de sistem, Transelectrica SA (a se vedea detaliile in Nota
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
37
11).
10. SEGMENTE OPERATIONALE (continuare)
Anul incheiat la 31
decembrie 2025
Producerea
de energie
electrica
Furnizarea
de energie
electrica
Total
segmente
raportabile
Altele
Eliminari
intre
segmente
Total
Venituri externe
4,114,995,303
5,504,014,226
9,619,009,529
35,737,470
9,654,746,999
Venituri intre segmente
1,673,945,907
-
1,673,945,907
(1,673,945,907)
-
Venituri ale segmentului
5,788,941,210
5,504,014,226
11,292,955,436
35,737,470
(1,673,945,907)
9,654,746,999
-
Profit inainte de
impozitare al
segmentului
2,978,521,016
944,186,296
3,922,707,312
35,737,470
-
3,958,444,782
Rezultat financiar net
198,239,042
41,166,060
239,405,102
-
-
239,405,102
Amortizarea imobilizarilor
(881,386,790)
(1,492,004)
(882,878,794)
-
-
(882,878,794)
Pierderi din deprecierea
imobilizarilor
corporale,net
(99,462,374)
(748)
(99,463,122)
-
-
(99,463,122)
Energie electrica
achizitionata
(23,880,422)
(2,528,081,278)
(2,551,961,700)
-
1,640,603,395
(911,358,305)
Cheltuieli cu certificatele
verzi
-
(387,680,377)
(387,680,377)
-
33,342,512
(354,337,865)
Cheltuieli privind
beneficiile angajatilor
(991,984,475)
(27,766,663)
(1,019,751,138)
-
-
(1,019,751,138)
Apa uzinata
(444,764,067)
-
(444,764,067)
-
-
(444,764,067)
Taxa pentru producatorii
de energie electrica
(122,721,182)
-
(122,721,182)
-
-
(122,721,182)
Transport si distributie de
energie electrica
(54,192,034)
(1,580,645,870)
(1,634,837,904)
-
-
(1,634,837,904)
Alte cheltuieli
(469,286,120)
(82,224,958)
(551,511,078)
-
-
(551,511,078)
Anul incheiat la 31
decembrie 2024
Producerea
de energie
electrica
Furnizarea de
energie
electrica
Total segmente
raportabile
Altele
Eliminari intre
segmente
Total
Venituri externe
5,521,040,247
3,601,668,896
9,122,709,143
174,732,075
-
9,297,441,218
Venituri intre segmente
1,342,629,674
-
1,342,629,674
(1,342,629,674)
-
Venituri ale segmentului
6,863,669,921
3,601,668,896
0,465,338,817
174,732,075
1,342,629,674)
9,297,441,218
-
-
Profit inainte de impozitare
al segmentului
4,141,626,297
528,236,661
4,669,862,958
174,732,075
-
4,844,595,033
Rezultat financiar net
248,649,134
7,917,515
256,566,649
-
-
256,566,649
Amortizarea imobilizarilor
(904,885,224)
(82,889)
(904,968,113)
-
-
(904,968,113)
Pierderi din deprecierea
imobilizarilor corporale
(39,493,787)
-
(39,493,787)
-
-
(39,493,787)
Energie electrica
(25,548,366)
(1,490,355,288)
-
1,307,055,587
(208,848,067)
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
38
achizitionata
(1,515,903,654)
Cheltuieli cu certificatele
verzi
-
(309,108,210)
(309,108,210)
-
35,574,087
(273,534,123)
Cheltuieli privind beneficiile
angajatilor
(840,497,075)
(25,832,863)
(866,329,938)
-
-
(866,329,938)
Apa uzinata
(517,805,427)
-
(517,805,427)
-
-
(517,805,427)
Taxa pentru producatorii de
energie electrica
(234,654,212)
0
(234,654,212)
-
-
(234,654,212)
Transport si distributie de
energie electrica
(64,394,869)
(1,163,997,341)
(1,228,392,210)
-
-
(1,228,392,210)
Alte cheltuieli
(390,257,236)
(94,351,976)
(484,609,212)
-
-
(484,609,212)
10. SEGMENTE OPERATIONALE (continuare)
Veniturile intre segmente includ valoarea energiei electrice produsa si transferata in cadrul aceleiași entități din portofoliul
de producător (segmentul de producere a energiei electrice) în portofoliul de furnizor (segmentul furnizare a energiei
electrice) in suma de 1.616.722.973 RON in anul 2025 (202 4: 1.271.354.516 RON). Veniturile intre segmente sunt calculate
in baza unei metodologii aprobate de Directorat în anul 2021. Metodologia utilizată pentru calculul prețului de transfer
între segmente are la baza costul mediu de producere a energiei electrice în ultimele 12 luni încheiat cu 2 luni înainte de
luna de calcul, plus o marjă internă.
Creșterea veniturilor din segmentul de producere a energiei electrice în anul 2025, comparativ cu aceeași perioadă din
2024, s-a datorat în principal creșterii preţului de vânzare per MWh și creșterii numărului de clienţi.
Toate veniturile sunt obtinute in Romania.
Activele si datoriile totale pe segmente nu sunt incluse în rapoartele de management revizuite de către Directorat.
11. VENITURI
A. Venituri din contractele cu clienții
Grupul obține venituri din:
2025
2024
Vânzarea angro a energiei electrice
3.864.222.971
5.217.335.087
Furnizare de energie electrica consumatorilor finali (vanzarea
cu amanuntul)
5.504.014.226
3.601.668.896
Servicii de sistem
248.150.916
302.828.097
Servicii de mentenanţă
2.621.416
877.063
Total
9.619.009.529
9.122.709.143
Veniturile din energia electrică furnizată consumatorilor finali reflectă valoarea volumului de energie furnizată, inclusiv
dezechilibre pozitive, care are la bază citiri automate sau manuale ale contoarelor efectuate de operatorii de distribuție,
auto-cit iri raportate de consumatori sau estimări ale operatorilor de distribuție privind energia electrică livrată până la
finalul perioadei dacă citirile nu au fost încă efectuate.
Majoritatea vânzărilor de energie cu amănuntul în anul incheiat la 31 decembrie 202 5 este către consumatori non-casnici
(aproximativ 64% din volum, 63% în 2024), pentru care sunt efectuate citiri la sfârșitul fiecărei luni, date transmise de către
operatorii de distribuție. De asemenea, aproximativ 71% (67% în 2024) din volumul furnizat consumatorilor casnici în anul
2025 este determinat pe baza citirilor de contoare la sfârșitul perioadei, iar restul are la baza estimarea consumului. În
consecință, Grupul a considerat că riscul ajustării veniturilor ulterior sfârșitului perioadei, care ar putea rezulta din
diferența dintre citirile de contoare și volumele estimate, ar avea un impact limitat asupra situațiilor financiare.
În 2025, Grupul a produs 11.847 GWh (2024: 13.864 GWh) și a vândut 14.056 GWh (2024: 14.666 GWh). Din cantitatea
totală vândută, 7.244 GWh au fost furnizati consumatorilor finali în 202 5 (5.572 GWh în 2024).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
39
Grupul are contracte cu clientii pe perioade de pana la 12 luni.
Clientii care reprezinta individual mai mult de 10% din veniturile Grupului sunt dupa cum urmeaza:
• Transelectrica SA, operatorul sistemului de energie electrica – servicii de sistem si productie de energie electrica
pentru echilibrarea sistemului (ultima inclusa in Vanzarea energiei electrice produse) – 739.636.134 RON in 2025 (8%),
1.946.833.917 RON in 2024 (21%);
• OPCOM SA, operatorul pietei – vanzarea energiei electrice produse pe piata spot 686.612.232 RON in 2025 (7%),
2.704.049.345 RON in 2024 (30%).
11. VENITURI (continuare)
Momentul recunoasterii veniturilor:
2025
2024
Venituri recunoscute in timp
9.616.388.113
9.121.832.080
Venituri recunoscute la un moment specific
2.621.416
877.063
Total
9.619.009.529
9.122.709.143
B. Datorii aferente contractelor cu clientii
La 31 decembrie 2025, Grupul are datorii aferente contractelor cu clientii in suma de 48.391.638 RON (31 decembrie 2024:
97.786.127 RON). Acestea reprezintă plăți în avans ale clienților pentru obligațiile contractuale viitoare de livrare și
furnizare a energiei electrice.
Datoriile aferente contractelor cu clientii la 31 decembrie 2024 în suma de 97.786.127 RON au fost recunoscute la venituri
în cursul anului 2025 (2024: 41.719.807 RON).
12. ALTE VENITURI
2025
2024
Venituri din subventii
5.725.032
5.811.870
Despagubiri. amenzi si penalitati
1.425.524
126.556.330
Castig din achizitia de filiale (Nota 30)
-
25.727.908
Alte venituri
28.586.914
16.635.967
Total
35.737.470
174.732.075
În data de 2 aprilie 2024, prin decizia nr. 1852 a Înaltei Curți de Casație și Justiție, litigiul cu autorităţile fiscale care a avut
ca obiect anularea Deciziei de soluționare a contestației fiscale prealabile nr. 406/18.12.2014. anularea Deciziei de
impunere nr. F-MC 851/21.01.2014. cu o valoare de 214.385.212 RON, precum si rambursarea sumei impuse, a fost
soluționat definitiv în favoarea Hidroelectrica. În iulie 2024, sumele impuse au fost recuperate prin compensarea cu
obligații fiscale aferente anului 2024. De asemenea, Grupul a ȋncasat ȋn luna septembrie 2024 dobânzi fiscale de
122.842.704 RON, aferente perioadei între executarea sumei impuse de către autorități și compensarea acesteia.
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE
A. Apa uzinata
Apa uzinată reprezintă apa utilizată de hidrocentrale pentru a produce energie electrică. Tariful pentru apa uzinată stabilit
de către Administrația Națională Apele Române este de 37 RON per MWh (2024: 37 RON per MWh).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
40
B. Energie electrica achizitionata
Grupul achiziționează energie electrică pentru echilibrarea deficitului dintre energia electrică contractată pentru vânzăr e
și energia electrică efectiv produsă sau pentru necesitatile segmentului de furnizare.
În 2025. Grupul a achiziționat 2.209 GWh (2024: 802 GWh) pentru 911.358.305 RON (2024: 208.848.067 RON).
Creșterea achizițiilor de energie electrică în anul 2025 se datorează ȋn principal scăderii cantităţii de energie electrică
produsă, pe fondul condiţiilor hidrologice nefavorabile, precum și a creșterii cantităţii de energie electrică necesară
segmentul de furnizare.
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE (continuare)
C. Transport si distributie de energie electrica
2025
2024
Injectia energiei electrice produse in sistemul national
39.173.613
62.359.501
Distributia energiei electrice furnizate
1.301.105.512
949.130.524
Transportul energiei electrice furnizate
294.558.781
216.902.187
Total
1.643.837.906
1.228.392.212
Tarifele pentru serviciile de distribuție și transport al energiei electrice sunt reglementate. Creșterea costurilor de transport
și distribuție energie electrica în anul 2025, comparative cu aceasi perioada a anului 2024, este determinată de creșterea
tarifelor reglementate începând cu 1 ianuarie 2025 și de creșterea volumului de energie livrată con sumatorilor finali.
D. Certificate verzi
La 31 decembrie 2025, Grupul a înregistrat costuri în valoare de 354.337.865 RON (2025: 273.534.123 RON) reprezentând
costul certificatelor verzi achiziționate pentru segmentul de furnizare, în baza obligației legale de a cumpăra certificate
verzi de la producătorii de energie din surse regenerabile, în funcție de țintele sau cotele anuale stabilite prin lege,
aplicabile cantității de energie electrică achiziționate și furnizate consumatorilor finali.
E. Taxa pentru producatorii de energie electrica
Taxa pentru producătorii de energie electrică este calculată prin aplicarea procentului de 100% asupra diferenței dintre
prețul mediu net lunar de vânzare și prețul de 4 00 RON pe MWh (450 RON pe MWh până la 31 martie 2024).
Taxa pentru producătorii de energie electrică se aplica până la 31 martie 2025.
Ȋn februarie 2025 Guvernul a emis o nouă Ordonanţă de Urgenţă (OUG nr. 6/27.02.2025) prin care se prelungeste
aplicabilitatea taxei cu o perioda de 3 luni pana la 30 iunie 2025. Ȋncepând cu data de 01 aprilie 2025. taxa pentru
producătorii de energie este calculată prin aplicarea procentului de 80% (scazut de la 100%) asupra diferenţei dintre preţul
mediu net lunar de vânzare și preţul de 400 RON pe MWh.
Taxa ȋnregistrată de Grup in anul 2025 a fost in suma de 122.721.182 RON (2024: 234.654.212 RON).
F. Alte cheltuieli de exploatare
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
41
2025
2024
Miscari in provizioane. net
23.870.638
24.837.129
Impozite si taxe locale
140.141.235
82.878.702
Paza
32.888.083
29.736.901
Sponsorizari
8.780.048
13.560.664
Servicii profesionale
16.819.821
12.696.408
Servicii in legatura cu constructiile abandonate
10.112.609
10.641.918
Contributia la ANRE
9.719.571
12.243.581
Contributia la AMEPIP
8.648.942
11.266.739
Pierderi din penalizari
2.832.410
13.039.691
Pierdere la cedarea imobilizărilor corporale
1.292.963
6.252.784
Alte cheltuieli
147.387.434
109.152.433
Total
407.635.561
326.306.950
13. CHELTUIELI DE EXPLOATARE (continuare)
Creșterea taxelor locale față de anul precedent se datorează înregistrării taxei pe construcții speciale, în valoare de
51.133.367 mii RON, taxă care a intrat în vigoare începând cu anul 2025.
Alte cheltuieli, în sumă de 147.387.434 RON, includ, printre altele cheltuieli cu licențe utilizate pentru o perioadă mai mică
de un an, în valoare de 22.572.612 RON, redevențe plătite Ministerului Energiei în cadrul contractului de concesiune de
servicii, în valoare de 6.360.539RON, servicii prestate de terți, în valoare de 19.679.400 RON, comisioane de management,
în valoare de 8.866.834 RON.
G. Onorariu auditori
Remunerarea auditorului statutar, Ernst & Young Assurance Services SRL, pentru serviciile de audit aferente anului
2025(2024: KPMG Audit SRL) cât si onorariile aferente serviciilor non-audit sunt urmatoarele:
2025 (EUR)
2024 (EUR)
Onorarii pentru auditarea situatiilor financiare individuale si consolidate
intocmite in conformitate cu OMFP nr. 2844/2016 si a situatiilor financiare
consolidate intocmite in conformitate cu IFRS-EU
269.000
217.235
Onorarii pentru auditarea situațiilor financiare individuale conform OMFP
1802/2014 ale Hidroserv SA
22.000
-
Total onorarii audit
291.000
217.235
Onorarii pentru servicii non-audit
167.000
129.859
Total onorarii
458.000
347.094
Serviciile non-audit includ revizuirea situatiilor financiare consolidate interimare simplificate, servicii de asigurare
limitata.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
42
14. REZULTATUL FINANCIAR
2025
2024
Venituri din dobanzi
283.174.321
332.133.890
Alte venituri financiare
42.654.276
9.891.593
Venituri financiare
325.828.597
342.025.483
Cheltuieli cu dobanzile
(22.396.637)
(26.925.341)
Actualizarea provizioanelor pe termen lung
(65.863.834)
(58.476.191)
Castig sau (pierdere) din diferente de curs valutar
1.836.976
(57.302)
Alte cheltuieli financiare
-
-
Cheltuieli financiare
(86.423.495)
(85.458.834)
Rezultat financiar net
239.405.102
256.566.649
Scăderea veniturilor din dobânzi se datorează, în general, scăderii ratelor dobânzilor și scăderii depozitelor pe parcursul
perioadei, în comparație cu anul 2024.
Creșterea înregistrată în alte venituri financiare, reprezintă penalități pentru plata cu întârziere generate de creșterea
numărului de clienți si modificarea comportamentului de plată al clienților.
15. REZULTATUL PE ACTIUNE
Calculul rezultatului pe actiune s-a bazat pe urmatorul profit atribuibil acționarilor ordinari și pe numărul mediu
ponderat de acțiuni ordinare în circulație:
2025
2024
Profit atribuibil actionarilor Societatii
Profit net atribuibil actionarilor Societatii
3.369.693.635
4.127.915.792
Profit atribuibil actionarilor ordinari
3.369.693.635
4.127.915.792
Numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare (de bază și diluate)
Actiuni ordinare emise la 1 ianuarie
449.802.567
448.459.482
Numărul mediu ponderat de acțiuni ordinare la 31 decembrie
449.802.567
449.802.567
Rezultat pe actiune (de baza si diluat) RON/actiune
7,49
9,18
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
43
16. BENEFICIILE ANGAJATILOR
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Planuri de beneficii determinate
109.351.350
105.166.172
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
47.716.754
45.310.075
Salarii datorate
40.536.977
34.930.077
Contributii la asigurarile sociale
31.788.183
30.356.838
Impozit pe salarii
5.648.544
5.398.187
Altele
17.873.958
12.033.944
Total
252.915.766
233.195.293
- Curente
113.012.224
104.599.400
- Pe termen lung
139.903.542
128.595.893
Portiunea curenta a beneficiilor angajatilor este dupa cum urmeaza:
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Planuri de beneficii determinate
12.846.389
14.512.538
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
6.649.746
8.312.065
Salarii datorate
40.536.977
34.930.077
Contributii la asigurarile sociale
31.788.183
30.356.838
Impozit pe salarii
5.648.544
5.398.187
Altele
15.542.385
11.089.695
Total
113.012.224
104.599.400
Beneficii post-angajare (planuri de beneficii determinate)
In conformitate cu Contractele Colective de Munca. Grupul ofera beneficii in numerar angajatilor la pensionare in functie
de vechimea in munca in cadrul Societatii. Hidroserv si UCMH, dupa cum urmeaza:
Beneficii la pensionare
Vechime in munca
Numar de salarii lunare de baza brute
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Pana la 10 ani
1
1
Intre 10 si 25 ani
3
3
Peste 25 ani
6
6
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (continuare)
Beneficii in natur ă
De asemenea, în conformitate cu Contractele Colective de Muncă. Grupul oferă beneficii în natură constând din energie
electrică gratuită (în limita a 1.200 kWh anual) angajaților pensionați din cadrul Societatii și filialei Hidroserv. sub rezerva
îndeplinirii anumitor condiții (cel puțin 15 ani vechime cumulata în cadrul Societatii. Hidroserv sau altor societati din
sectorul energiei electrice sau cel puțin 10 ani consecutivi de vechime în astfel de societati înainte de pensionare). În cazul
decesului pensionarului. soțul supraviețuitor / soția supraviețuitoare are dreptul să primească același beneficiu până la
momentul recăsătoriei sau decesului.
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
În conformitate cu Contractele Colective de Muncă, Grupul oferă beneficii în numerar angajaților Societății și Hidroserv în
funcție de vechimea in munca in cadrul societatilor, după cum urmează:
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
44
Prime jubiliare
Vechime in munca
Numar salarii lunare de baza brute
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
20 ani
1
1
25 ani
2
2
30 ani
3
3
35 ani
4
4
40 ani
5
5
45 ani
6
6
(i) Modificarea datoriilor privind beneficiile determinate si alt or beneficii pe termen lung ale angajatilor
Tabelele următoare prezinta reconcilierea dintre soldul initial si soldul final al datoriilor privind beneficiile determinate si
alte beneficii pe termen lung ale angajatilor si componentele acestora. Nu exista active ale planurilor de beneficii.
Datorii privind beneficiile determinate
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
105.166.172
98.154.192
Incluse in profit sau pierdere
Costul vechimii curente
4.944.004
4.606.353
Costul vechimii trecut
1.078.670
5.755.985
Costul dobanzii
7.061.196
Beneficii platite
(5.652.347)
(8.705.468)
Incluse in alte elemente ale rezultatului global
Pierderi/(castiguri) actuariale
(3.246.345)
5.355.110
Sold la 31 decembrie
109.351.350
105.166.172
Alte beneficii pe termen lung ale angajatilor
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
45.310.075
44.162.937
Incluse in profit sau pierdere
Costul vechimii curente
2.503.254
2.291.557
Costul vechimii trecute
1.067.438
Costul dobanzii
3.345.901
2.722.175
Pierderi/(castiguri) actuariale
7.409.147
6.395.109
Beneficii platite
(11.919.062)
(10.261.703)
Sold la 31 decembrie
47.716.753
45.310.075
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
45
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (continuare)
ii) Ipoteze actuariale
Urmatoarele sunt principalele ipoteze actuariale la fiecare data de raportare:
(a) Ipoteze macroeconomice:
• rata inflatiei utilizata la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 are la baza prognoza de inflatie pentru RON a
Bancii Nationale a Romaniei (BNR). dupa cum urmeaza:
Anul
Data evaluarii
31 decembrie 2025
Data evaluarii
31 decembrie 2024
2025
n/a
3,88%
2026
6,50%
3,33%
2027
3,07%
2,5%
2028+
2,5%
2,5%
• rata de actualizare utilizată a fost obținută pe baza ratelor dobânzii pentru RON publicate de Autoritatea Europeană
de Asigurări și Pensii Ocupaționale (EIOPA). după cum urmează:
Anul
Data evaluarii
31 decembrie 2025
Data evaluarii
31 decembrie 2024
2025
n/a
6,671%
2026
6,111%
6,902%
2027
6,240%
7,074%
2028
6,365%
7,198%
2029+
6,481%-4,059% (in medie
5,046%)
7,198%-4,151% (in medie
5,295%)
• cresterea pretului energiei electrice pe KWh in linie cu rata inflatiei. Pretul energiei electrice utilizat in calculul actuarial
este 1,0045 LEI/KWh la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 0.833 LEI/KWh);
• rata mortalitatii utilizata este rata publicata de Institutul National de Statistica pentru ultimii 10 ani de la data evaluarii.
• taxele si contributiile la asigurari sociale sunt cele in vigoare la datele de raportare.
(b) Ipoteze specifice Grupului:
• rata de crestere a salariilor brute utilizata la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024 este o rata egala cu rata inflatiei
in anii urmatori;
• rata de fluctuatie a personalului utilizata la 31 decembrie 2025 are la baza mediile anuale de fluctuatie a angajatilor
pentru ultimii 8 ani, diferentiate pe varsta si sex (31 decembrie 2024: media ultimilor 8 ani). Rata medie ponderata de
fluctuatie a angajatilor utilizata la 31 decembrie 2025 este 1,24% (31 decembrie 2024: 0,99%).
(iii) Analiza de senzitivitate
Ipotezele actuariale semnificative utilizate pentru determinarea obligatiilor privind beneficiile determinate si altor
beneficii pe termen lung ale angajaţilor sunt rata de actualizare. creșterea salarială preconizată si rata de fluctua ţie a
angajaţilor. Analiza de senzitivitate de mai jos prezint ă efectul asupra datoriilor privind beneficiile angaja ţilor –
creștere/(diminuare), și a fost determinată pe baza modificărilor rezonabile ale ipotezelor respective la sfarșitul
perioadelor de raportare, ȋn timp ce alte ipoteze rămâ n constante.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
46
16. BENEFICIILE ANGAJAȚILOR (continuare)
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Crestere
Diminuare
Crestere
Diminuare
Rata de actualizare (100 pb)
(11.603.447)
13.492.446
(10.914.067)
12.699.058
Rata de fluctuatie a angajatilor (100 pb)
(8.568.646)
6.270.640
(7.523.123)
4.671.790
Rata anuala de crestere a salariului (100 pb)
8.373.309
(7.494.815)
7.449.995
(6.698.195)
Analiza de senzitivitate prezentată mai sus poate să nu fie reprezentativă pentru modificarea efectivă a obligației privind
beneficiile, deoarece este puțin probabil ca modificările ipotezelor să se producă independent unele faţă de altele, în timp
ce anumite ipoteze pot fi corelate. În analiza de senzitivitate de mai sus, valoarea actualizată a obligației privind beneficiile
a fost calculată utilizând metoda unitatii de credit proiectate la sfârșitul perioadei de raportare, care este aceeași cu cea
aplicată pentru calcularea obligațiilor recunoscute în situația poziției financiare.
Cheltuieli privind beneficiile angajatilor
2025
2024
Numărul mediu de angajati
5.200
5.083
Număr de angajati la 31 decembrie
5.277
5.236
2025
2024
Salarii si alte retributii
933.413.528
793.601.729
Contributii la asigurari sociale
40.367.006
33.682.655
Tichete de masa
45.970.604
39.045.554
Total
1.019.751.138
866.329.938
17. IMPOZITUL PE PROFIT
La determinarea impozitului curent și amânat, Grupul ia în considerare impactul pozițiilor fiscale incerte (a se vedea Nota
32). Această evaluare se bazează pe estimări și ipoteze și poate implica o serie de raționamente cu privire la evenimentele
viitoare.
Grupul consideră că înregistarile contabile pentru impozitul pe profit datorat sunt adecvate pentru toți anii fiscali deschisi,
pe baza evaluării efectuate de conducere, luând în considerare diverși factori, inclusiv interpretarea legislației fiscale și
experiența anterioară. Informații noi care să determine Grupul să-și modifice raționamentele cu privire la adecvarea
datoriilor fiscale existente pot deveni disponibile; astfel de modificări ale datoriilor fiscale vor avea un impact asupra
cheltuielii cu impozitul pe profit în perioada în care este efectuată o astfel de determinare (Nota 32).
Creșterea datoriei privind impozitul pe profit cu suma de 120.312.124 RON față de 31 decembrie 2024, se datorează
creșterii impozitului pe profit de plată din trimestrul 4 datorită profitabilității ridicate a acestui trimestru comparativ c u cel
al perioadei precedente.
(a) Sume recunoscute in profit si pierdere
2025
2024
Cheltuiala cu impozitul pe profit curent
652.514.125
759.365.061
Beneficiu privind impozitul pe profit am ânat
(63.762.978)
(42.685.820)
Total
588.751.147
716.679.241
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
47
17. IMPOZITUL PE PROFIT (continuare)
(b) Sume recunoscute in alte elemente ale rezultatului global
2025
2024
Înainte de
impozitare
(Cheltuiala) /
beneficiu
privind
impozitul
Net
Înainte de
impozitare
(Cheltuiala) /
beneficiu
privind
impozitul
Net
Elemente care nu vor fi reclasificate ulterior în profit sau pierdere
Ajustări ale
rezervei din
reevaluare, net
de impozit
(528.031)
-
(528.031)
(770.110)
-
(770.110)
Modificări ale
obligațiilor
privind
beneficiile
determinate
3.246.345
(519.412)
2.726.933
(5.355.110)
856.818
(4.498.292)
2.718.314
(519.412)
2.198.902
(6.125.220)
856.818
(5.268.402)
(c) Reconcilierea ratei de impozitare efective
2025
2024
Profit înainte de impozitare
3.958.444.782
4.844.595.033
Impozit calculat prin utilizarea ratei de impozitare
a Grupului
16%
633.351.165
16%
775.135.205
Impozitul minim global
0,2%
7.743.356
0,2%
8.195.893
Efectul fiscal al:
- Cheltuielilor nedeductibile
0,3%
13.163.583
0,4%
17.774.813
- Veniturilor neimpozabile
(0,1%)
(2.306.235)
(0,0%)
(1.919.760)
- Stimulentelor fiscale
(1,7%)
(69.203.578)
(1,7%)
(82.009.506)
- Deducerii rezervelor legale
(0,0%)
-
(0,0%)
(497.404)
- Distribuirii rezervelor din reevaluare deduse
fiscal anterior
-
-
-
-
Impozitul pe profit
14,9%
588.751.147
14,8%
716.679.241
În 2025 și 2024, stimulentele fiscale se referă la facilitatea fiscala pentru profitul reinvestit, stimulente fiscale pentru
capitaluri proprii pozitive și pentru creșterea capitalurilor proprii și sponsorizări acordate. Principala creștere se
datorează creșterii stimulentelor fiscale pentru capitalului proprii pozitive.
Conform Codului Fiscal, anumite rezerve din reevaluare sunt supuse impozitului pe profit la distribuirea lor sub forma de
dividende, dacă rezervele din reevaluare au fost deduse fiscal anterior.
(d) Impozitul suplimentar minim global
Grupul se califică drept grup mare la nivel național și este supus impozitului suplimentar minim global conform Legii nr.
431/2023. Legea transpune în legislația națională prevederile Directivei 2523/2022 privind asigurarea unui nivel minim de
impozitare (“Directiva 2523”). Directiva care include liniile directoare din pilonul doi al „Regulilor-model globale de
combatere a erodării bazei impozabile” (denumite “regulile GloBE”) emise de Cadrul incluziv al OCDE/G20 privind BEPS
precum și a Ghidurilor administrative privind regulile GloBE. Pentru anul 2025. Grupul a inregistrat o cheltuiala si o datorie
pe termen lung cu privire la impozitul suplimentar in valoare de 7.822.302 RON (2024: 8.195.893 RON).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
48
17. IMPOZITUL PE PROFIT (continuare)
(e) Mi șcarea soldurilor impozitului amanat
Sold net la 1
ianuarie 2025
Recunoscut in
profit sau
pierdere
Recunoscut in
alte elemente
ale rezultatului
global
Sold net la 31
decembrie 2025
Creante
privind
impozitul
amanat
Datorii privind
impozitul
amanat
Imobiliză ri
corporale ș i
necorporale
1.709.598.768
(44.907.090)
-
1.664.691.682
-
1.664.691.682
Provizioane
(156.846.035)
(14.155.733)
-
(171.001.768)
(171.001.768)
-
Beneficiile
angajaților
(24.272.133)
(655.419)
519.412
(24.408.140)
(24.408.140)
-
Datorii aferente
contractelor de
leasing
(12.696.686)
(636.836)
-
(13.333.522)
(13.333.522)
-
Creanțe comerciale
(49.321.767)
(3.127.719)
-
(52.449.486)
(52.449.486)
-
Stocuri
(6.349.707)
(280.181)
-
(6.629.888)
(6.629.888)
-
Total datorii
(creanțe) privind
impozitul amânat
înainte de
compensă ri
1.460.112.440
(63.762.978)
519.412
1.396.868.878
(267.822.804)
1.664.691.682
Impozit compensat
267.822.804
(267.822.804)
Datorii (creanțe)
nete privind
impozitul amânat
-
1.396.868.878
Sold net la 1
ianuarie 2024
Recunoscut in
profit sau
pierdere
Recunoscut in
alte elemente
ale rezultatului
global
Sold net la 31
decembrie 2024
Creanț e
privind
impozitul
amânat
Datorii privind
impozitul
amânat
Imobiliză ri
corporale si
necorporale
1.741.522.977
(31.924.209)
-
1.709.598.768
-
1.709.598.768
Provizioane
(150.583.405)
(6.262.630)
-
(156.846.035)
(156.846.035)
-
Beneficiile
angajaților
(22.770.740)
(644.576)
(856.817)
(24.272.133)
(24.272.133)
-
Datorii aferente
contractelor de
leasing
(14.094.736)
1.398.050
-
(12.696.686)
(12.696.686)
-
Creanțe comerciale
(43.513.595)
(5.808.172)
-
(49.321.767)
(49.321.767)
-
Stocuri
(6.490.724)
141.017
-
(6.349.707)
(6.349.707)
-
Pierdere fiscală
reportată
(414.700)
414.700
-
-
-
Total datorii
(creanțe) privind
impozitul amânat
înainte de
compensă ri
1.503.655.077
(42.685.820)
(856.817)
1.460.112.440
(249.486.328)
1.709.598.768
Impozit compensat
249.486.328
(249.486.328)
Datorii (creanțe)
nete privind
impozitul amânat
-
1.460.112.440
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
49
17. IMPOZITUL PE PROFIT (continuare)
(f) Consecinț e poten țiale asupra impozitului pe profit
Grupul poate avea consecințe potențiale asupra impozitului pe profit care pot rezulta din plata de dividende către acționari
din rezerve din reevaluare transferate î n rezultatul reportat care, în conformitate cu legislația fiscală, sunt impozitate la
momentul schimbării destinației, în măsura în care au fost deduse fiscal anterior. Astfel, distribuirea de dividende din astfel
de rezerve va genera impozit pe profit suplimentar. Societatea are astfel de rezerve transferate in rezultatul reportat la 31
decembrie 2025, care în urma distribuirii ar genera impozit pe profit suplimentar pentru Grup in suma de 27.229.601 RON
(31 decembrie 2024: 18.836.539 RON).
Efectul fiscal potential al rezervelor din reevaluare impozabile la schimbarea destinatiei sau la distribuire (la o rata de
impozitare de 16%) care nu au fost inca transferate la rezultatul reportat este in suma de 346.537.747 RON la 31 decembrie
2025 (354.930.809 RON la 31 decembrie 2024).
18. NUMERAR SI ECHIVALENTE DE NUMERAR SI NUMERAR RESTRICTIONAT
Numerar si echivalente de numerar
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Conturi bancare
949.833.184
982.016.851
Depozite bancare cu scadenta mai mica de 3 luni
235.327.557
598.594.867
Numerar in casa
158.026
156.653
Echivalente de numerar
2.415.208
848.701
Total
1.187.733.975
1.581.617.072
Numerar restrictionat
La 31 decembrie 2025, numerarul restricționat este compus din depozite colaterale pe termen lung, în valoare de
23.057.471 RON (2024: 21.057.471 RON) constituite la Banca Comerciala Română pentru emiterea de garanții bancare în
favoarea OPCOM, aferente tranzacțiilor de pe Piata Zilei Urmatoare. În perioada de valabilitate, Societatea nu are acces la
acest depozit. In plus numerarul restrictionat include conturi bancare desemnate pentru plata dividendelor si sume primite
de la stat pentru despagubirea exproprierilor aferente investitiilor in curs de executie.
19. INVESTIȚII ÎN DEPOZITE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Depozite bancare cu scadenta mai mica de
1 an detinute in scop investitional
3.732.016.142
-
3.475.932.995
-
TOTAL
3.732.016.142
-
3.475.932.995
-
Depozitele bancare sunt depozite pe termen scurt cu scadente intre 3 si 12 luni detinute in scop investitional si nu in scopul
acoperirii angajamentelor de plata pe termen scurt. Rata medie a dobânzii la depozitele la termen a fost 6.74% pe an în
2025 (2024: 5.89%. pe an).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
50
20. CREANTE COMERCIALE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Creanțe comerciale – segmentul de producere
a energiei electrice (angro)
285.311.503
417.602.605
Creanțe comerciale – segmentul de furnizare a
energiei electrice (cu amanuntul)
1.749.744.657
1.520.397.165
Ajustari pentru pierderi din depreciere
(336.678.518)
(304.311.345)
Total
1.698.377.642
1.633.688.425
Facturile de întocmit incluse în creanțele comerciale sunt în valoare brută de 6 85.843.788 RON la 31 decembrie 2025,
reprezentând 34% din total creanțe comerciale brute (668.681.476 RON la 31 decembrie 2024, reprezentând 35% din total
creanțe comerciale brute), din care 522.199.771 RON valoare brută se referă la segmentul de furnizare a energiei electrice
(420.642.478 RON la 31 decembrie 2024).
Din soldul creanțelor facturate la 31 decembrie 2025, 182.739.882 RON reprezintă creanțe eșalonate la plată (31
decembrie 2024: 333.509.906 RON).
Miscarea pierderilor din deprecierea creantelor comerciale este urmatoarea:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
304.311.345
238.069.021
Ajustari pentru pierderi din depreciere recunoscute
58.768.337
81.665.404
Ajustari pentru pierderi din depreciere utilizate
2.618.639
(3.984.286)
Ajustari pentru pierderi din depreciere reversate
(29.019.803)
(11.438.794)
Sold la 31 decembrie
336.678.518
304.311.345
Analiza pe vechimi a creantelor comerciale este prezentata in Nota 29. Creantele comerciale de incasat de la partile afiliate
sunt prezentate in Nota 3 3.
21. ALTE ACTIVE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Plati efectuate in legatura cu
tratamente fiscale incerte
-
63.612.328
-
63.612.328
Plăți in avans
55.150.658
305.961.455
14.104.239
208.557.734
Taxa pe valoarea adaugata de
recuperat
1.949.546
-
892.139
-
Alte active
23.692.842
4.760.640
15.833.239
4.589.529
Ajustari pentru pierderi din
deprecierea altor active
(15.832.781)
-
(6.903.382)
-
Total
64.960.265
374.334.423
23,926,235
276,759,591
Miscarea ajustarilor pentru pierderi din deprecierea altor active este urmatoarea:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
6.903.382
28.904.922
Ajustari pentru pierderi din depreciere recunoscute
10.484.983
-
Ajustari pentru pierderi din depreciere utilizate
-
(21.339.041)
Ajustari pentru pierderi din depreciere reversate
(1.555.584)
(662.499)
Sold la 31 decembrie
15.832.781
6.903.382
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
51
21. ALTE ACTIVE (continuare)
Plati efectuate in legatura cu tratamente fiscale incerte
Detalii privind plățile în legătură cu tratamente incerte sunt prezentate în cadrul Notei 32.1
Grupul a recunoscut aceste plăți ca un activ în baza IFRIC 23 “Incertitudini legate de tratamentele fiscal”. deoarece acestea
vor fi rambursate dacă Grupul câștigă litigiul cu privire la existența datoriei fiscale, fie vor fi utilizate pentru a plăti datoria
în cazul pierderii litigiilor.
Plățile in avans reprezinta in principal avansurile platite pentru contractul de retehnologizare AHE Vidraru semnat in iunie
2024, soldurile comparative fiind reclasificate din plăți pe termen scurt, după natura lor. În plus, la data de 31 decembrie
2025 Avansurile plătite includ si sumele plătite în cadrul contractelor de retehnologizare a CHE Stejaru și stații de pompe
Lotru, semnate in 2025.
22. IMOBILIZARI CORPORALE
Terenuri si
amenajari de
terenuri
Constructii si
instalatii speciale
Masini.
echipamente si
alte imobilizari
corporale
Imobilizari
corporale in
curs de
executie
TOTAL
VALOARE CONTABILA BRUTA
Sold la 1 ianuarie 2024
524.950.394
16.344.376.471
2.888.136.002
4.245.200.783
24.002.663.650
Impactul preluarii controlului
asupra filialei (Nota 30)
13.174.408
28.350.059
24.921.710
-
66.446.177
Aditii
4.432.913
726.527
26.291.839
275.864.156
307.315.435
Transferuri din imobilizari
corporale in curs de executie
-
72.910.848
151.513.816
(224.424.664)
-
Iesiri
-
(1.047.344)
(7.214.350)
(7.225.333)
(15.487.027)
Sold la 31 decembrie 2024
542.557.715
16.445.316.561
3.083.649.017
4.289.414.942
24.360.938.235
Sold la 1 ianuarie 2025
542.557.715
16.445.316.561
3.083.649.017
4.289.414.942
24.360.938.235
Actualizare provizion dezafectare
(344.065)
-
(344.065)
Aditii
4.543.373
1.573.650
7.604.759
575.219.210
588.940.992
Transferuri din imobilizari
corporale in curs de executie
-
69.868.200
90.752.636
(160.620.836)
-
Transferuri la imobilizari
necorporale
(17.573.705)
(17.573.705)
Iesiri
(7.422.523)
(3.606.795)
(1.181.012)
(886.589)
(13.096.919)
Sold la 31 decembrie 2025
539.678.565
16.512.807.551
3.180.825.400
4.685.553.022
24.918.864.538
AMORTIZARE CUMULATA
Sold la 1 ianuarie 2024
1.427.990
22.136.234
6.324.002
-
29.888.226
Cheltuiala cu amortizarea
801.541
412.913.063
487.858.557
-
901.573.161
Amortizarea cumulata a iesirilor
-
(6.344)
(6.285.785)
-
(6.292.129)
Sold la 31 decembrie 2024
2.229.531
435.042.953
487.896.774
-
925.169.258
Sold la 1 ianuarie 2025
2.229.531
435.042.953
487.896.774
-
925.169.258
Cheltuiala cu amortizarea
1.058.966
413.786.838
462.103.146
-
876.948.950
Amortizarea cumulata a iesirilor
-
(1.093.925)
(489.255)
-
(1.583.180)
Sold la 31 decembrie 2025
3.288.497
847.735.866
949.510.665
-
1.800.535.028
PIERDERI DIN DEPRECIERE CUMULATE
Sold la 1 ianuarie 2024
-
-
-
3.579.842.754
3.579.842.754
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
52
Terenuri si
amenajari de
terenuri
Constructii si
instalatii speciale
Masini.
echipamente si
alte imobilizari
corporale
Imobilizari
corporale in
curs de
executie
TOTAL
Pierderi din depreciere
recunoscute
-
-
3.175
109.636.096
109.639.271
Pierderi din depreciere reversate
-
-
-
(70.111.224)
(70.111.224)
Sold la 31 decembrie 2024
-
-
3.175
3.619.367.626
3.619.370.801
Sold la 1 ianuarie 2025
-
-
3.175
3.619.367.626
3.619.370.801
Pierderi din depreciere
recunoscute
-
-
683.245
101.240.022
101.923.267
Pierderi din depreciere reversate
-
-
-
(1.918.667)
(1.918.667)
Sold la 31 decembrie 2025
-
-
686.420
3.718.688.981
3.719.375.401
VALOARE CONTABILA NETA
Sold la 1 ianuarie 2024
523.522.404
16.322.240.237
2.881.812.000
665.358.029
20.392.932.670
Sold la 31 decembrie 2024
540.328.184
16.010.273.608
2.595.749.068
670.047.316
19.816.398.176
Sold la 31 decembrie 2025
536.390.068
15.665.071.685
2.230.628.315
966.864.041
19.398.954.109
Imobilizari corporale in functiune
Imobilizările corporale ale Grupului includ în principal construcții speciale, respectiv hidrocentrale, stații de
pompare, microhidrocentrale, ecluze, precum și hidroagregate, echipamente și instalații și turbine eoliene.
Grupul exploateaza 188 de hidrocentrale cu o capacitate instalată de 6.372.403 MW, din care 5 stații de
pompare cu o capacitate instalată de 91.5 MW și 36 de turbine eoliene cu o capacitate instalată de 108 MW.
Conform legislației aplicabile. Grupul trebuie să obțină autorizații de mediu în vederea desfașurării activității.
Începând cu anul 2021 Grupul a obținut autorizații de mediu care își păstrează valabilitatea pe toată perioada
în care. pentru acestea, sunt obținute vize anuale. Grupul are obligația de a solicita vize anuale de la Autoritatea
Competentă pentru Protecția Mediului (ACPM). În anul 2024 și în anul 2025 au fost obținute vize anuale pentru
toate autorizațiile care intră sub incidența acestor reguli. cu excepția acelor facilități care nu sunt în uz.
Condițiile prevăzute de autorizațiile de mediu includ respectarea legislației de mediu, aplicabilă obiectivelor
eoliene și hidroenergetice, monitorizarea factorilor de mediu și frecvența de raportare a rezultatelor
monitorizării, către ACPM. Pentru monitorizarea factorilor de mediu, Grupul efectuează măsurători ale
indicatorilor de calitate fizică și chimică a apei din rezervoare, a apelor industriale și reziduale precum și
măsurători ale nivelului de zgomot la limitele amplasamentelor. În anul 202 5 au fost efectuate toate
măsurătorile stabilite conform actelor de reglementare și nu au fost depășite limitele legale ale indicatorilor.
Grupul preconizează că nici în anul 2026 nu vor fi depășite valorile limită ale indicatorilor, prevăzuți de legislația
în vigoare și de actele de reglementare deținute.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
53
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Active aferente dreptului de utilizare
Imobilizarile corporale includ active aferente dreptului de utilizare, in principal in legatura cu sediile Grupului,
terenurile aferente parcului eolian și parcul auto, in valoare neta de 63.688.588 RON la 31 decembrie 2025 (31
decembrie 2024: 75.375.204 RON), clasificate in Terenuri, Constructii si instalatii speciale si Masini,
echipamente si alte imobilizari corporale.
2025
2025
2025
2024
2024
2025
Terenuri si
cladiri
Autovehicule
Total
Terenuri si
cladiri
Autovehicule
Total
1 ianuarie
91.277.846
18.323.418
109.601.264
89.999.223
6.360.480
96.359.703
Intrari
1.780.923
349.200
2.130.123
1.278.623
18.210.711
19.489.334
Iesiri
(965.338)
(429.009)
(1.394.347)
-
(6.247.773)
(6.247.773)
31 decembrie
92.093.430
18.243.609
110.337.040
91.277.846
18.323.418
109.601.264
1 ianuarie
(32.441.144)
(1.784.916)
34.226.060
(23.564.225
6.324.001
29.888.226
Intrari
(9.153.124)
(4.403.906)
13.557.030
8.876.919
1.708.688
10.585.607
Iesiri
-
-
(1.134.638)
-
(6.247.773)
(6.247.773)
31 decembrie
40.628.930
6.019.322
46.648.452
32.441.144
1.784.916
34.226.060
Valoare netă
51.464.500
12.224.087
63.688.587
58.836.702
16.358.502
75.375.204
Reevaluarea imobilizarilor corporale
Imobilizările corporale, cu excepția activelor aflate în curs de execuție și a activelor privind dreptul de utilizare, au fos t
reevaluate de un evaluator independent la data de 31 decembrie 2023.
Măsurarea valorii juste a imobilizărilor corporale este clasificată în Nivelul 3, deoarece tehnicile de evaluare utilizează
inputuri care au un impact semnificativ asupra valorii juste înregistrate, dar care nu se bazează pe date observabile din
piață. Valoarea justă a terenurilor Grupului a fost estimată utilizând abordarea prin comparație de piață, respectiv metoda
comparației directe. Pentru construcțiile speciale, evaluatorul a utilizat metoda costului net de înlocuire, întrucât nu
existau informații comparabile pe piață (incluzând centrale hidroelectrice și alte active cu grad ridicat de specializare,
pentru care nu au mai fost realizate lucrări similare în ultimele decenii în România). Deprecierea fizică a fost determinată
ca raport între durata de viață rămasă și durata de viață economică a fiecărui activ, aplicat la costul de înlocuire brut.
Pentru construcțiile cu destinație generală, evaluatorul a determinat costul de înlocuire net — respectiv costul necesar
pentru a înlocui un activ cu un altul comparabil disponibil pe piață — calculat ca diferență între costul de înlocuire brut și
deprecierea fizică și deprecierea externă. Deprecierea funcțională este luată în considerare la determinarea costului de
înlocuire brut, ceea ce înseamnă că acest cost nu include funcționalități care nu sunt specifice activului evaluat.
Pe baza evaluării efectuate la 31 decembrie 2025, cu implicarea unui specialist independent care a corelat evoluția indicelui
costurilor de construcție și alți indicatori macroeconomici cu producția estimată de energie electrică din centralele
hidroelectrice și cu evoluția prognozată a prețului de vânzare, conducerea Grupului estimează că valoarea contabilă netă
a imobilizărilor corporale evaluate prin modelul reevaluării aproximează valoarea justă la data bilanțului.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
54
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Imobilizari corporale in curs de executie
La 31 decembrie 2025, Grupul are imobilizari corporale in curs de executie cu o valoare contabila bruta de 4.685.553.022
RON (31 decembrie 2024: 4.289.414.942 RON) pentru care a recunoscut pierderi din depreciere cumulate in suma de
3.718.688.983 RON (31 decembrie 2024: 3.619.367.628 RON).
Principalele imobilizari corporale în curs de executie se referă la construcția sau reabilitarea următoarelor proiecte sau
centrale hidroelectrice: Bumbești - Livezeni. Siriu - Surduc, Rastolita, Cornetu-Avrig, Pașcani, Cerna Belareca, Cerna-Motru-
Tismana, Bistra, Cosmești-Movileni, Valea Sadului, Făgăraș Hoghiz, Runcu Firiza; și la reabilitarea hidrocentralelor – CHE
Stejaru, CHE Slatina etc.
Aceste imobilizari corporale în curs de executie includ în principal investiții cu funcțiuni complexe, reprezentate de
obiective de investiții istorice privind schemele de amenajari hidroenergetice cu funcțiuni sociale (descrise mai jos) care
au fost proiectate pentru a avea funcție energetică secundară. Obiectivele primare ale acestor obiective de investiții sunt
gospodrirea rațională și sigură a alimentarii cu apă, inclusiv:
- Limitarea efectelor inundațiilor si viiturilor;
- Protecția populației. a comunităților și a terenurilor agricole;
- Alimentarea cu apă a comunităților riverane;
- Asigurarea rezervelor de apă pentru alimentarea populației si a industriei din zona;
- Asigurarea debitului pentru irigații în perioadele de secetă;
- Menținerea debitului solid în acumulările de apă.
Funcțiunile sociale descrise mai sus sunt specifice autorităților publice, care sunt entități non-profit. De fapt, multe dintre
aceste investiții aparțineau în trecut Agenției Naționale „Apele Române”, agentie guvernamentala care are ca obiect de
activitate amenajarea teritoriului și gospodărirea apelor. Hidroelectrica SA este constituită în baza Legii nr. 31/1990 a
societăților comerciale și nu este o organizație non-profit. În plus, Hidroelectrica nu beneficiază de fonduri publice pentru
finalizarea unor astfel de investiții sociale, care, dacă ar continua să fie finanțate, ar diminua averea acționarilor.
Aceste proiecte hidroenergetice „istorice” au fost inițiate în principal între 1982 și 1989, în urma unor decrete ale
Consiliului de Stat, și au fost finanțate din fonduri publice, prin ministerele implicate în calitate de proprietari. După 1989,
unele dintre aceste proiecte au fost continuate de Agenția Națională Apele Române, finanțate din fonduri publice, înainte
de a fi transferate catre Hidroelectrica. Condițiile economice și energetice s-au schimbat substantial față de anii 1980 și
1990, în principal din cauza închiderii fondurilor de investiții centralizate ale statului, iar beneficiarii acestor lucrări
complexe au încetat finanțarea lucrărilor specifice incluse în proiectele hidroenergetice, în timp ce costurile acestor lucrări
au rămas să fie suportate de Hidroelectrica.
După ce Hidroelectrica a intrat în insolvență în iunie 2012 și în persepectiva viitoarei listari planificate a acțiunilor Societății,
administratorii judiciari au acordat o prioritate deosebită orientarii catre profit a Societății și gestionării raționale a
numerarului.
In anul 2017 Societatea a contractat un expert tehnic extern. ISPH SA, pentru estimarea costurilor de abandonare,
conservare si securizare a lucrărilor executate cu privire la investițiile cu funcțiuni complexe. În 2018, pe baza analizei
costurilor și beneficiilor, conducerea a decis să abandoneze anumite obiective de investiții, dupa cum sunt prezentate mai
jos și în Nota 28.
Pentru obiectivele de investiții pentru care s-a luat decizia de abandonare, au fost recunoscute pierderi din depreciere la
nivelul valorii contabile brute totale a acestora. Valoarea contabila bruta a investitiilor abandonate este 590.889.477 RON
la sfarsitul perioadei incheiate la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024. Pentru aceste obiective de investitii Grupul
recunoaste provizioane de dezafectare si refacere a amplasamentului (a se vedea Nota 28).
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
55
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Proiect
Obiectiv
Valoare
contabila bruta
Pierderi din
depreciere cumulate
Valoare
contabila neta
Borca-Poiana Teiului
Treapta Galu
9.022.718
(9.022.718)
-
Cosmești-Movileni
Treapta Cosmești
93.206.729
(93.206.729)
-
AHE Surduc - Siriu
Treapta Ciresu-Surduc
17.345.275
(17.345.275)
-
Fagaras-Hoghiz
Fagaras - Hoghiz
174.949.578
(174.949.578)
-
Runcu-Firiza
Runcu-Firiza
87.807.430
(87.807.430)
-
Dambovita-Clabucet
Dambovita – Clabucet
34.761.669
(34.761.669)
-
Valea Sadului-Vadeni
Valea Sadului-Vadeni
165.209.205
(165.209.205)
-
Altele
8.586.873
(8.586.873)
-
Total
590.889.477
(590.889.477)
-
In anii 2025 si 2024 au fost recunoscute pierderi din depreciere pentru imobilizari corporale in curs de executie. altele
decat activele abandonate mentionate mai sus. astfel:
Proiect
Valoare contabila
bruta la
31 decembrie 2025
Pierderi din
depreciere
cumulate la
31 decembrie 2025
Valoare neta
contabila
31 decembrie
2025
Pierderi din
depreciere
constituite/
(reversate) in 2025
AHE Bumbesti-Livezeni
806.576.940
(446.183.742)
360.393.198
(23.408.845)
CHE Racovita
62.796.188
(62.796.188)
-
-
AHE Rastolita
736.807.263
(736.807.263)
-
(13.958.289)
AHE Siriu-Surduc
769.691.907
(677.544.385)
92.147.521
(28.401.758)
AHE Pascani
470.421.909
(470.421.909)
-
(34.806.305)
AHE Cerna-Belareca
319.451.464
(319.451.464)
-
(501.355)
AHE Cornetu-Avrig
108.390.789
(107.100.183)
1.290.606
-
Cerna Motru Tismana - etapa
II
73.618.102
(72.942.551)
675.551
-
Lac redresor Sebes
59.957.775
(59.957.775)
-
-
Bistra
44.292.876
(37.303.605)
6.989.271
-
Retehnologizare Portile de
Fier II
45.265.051
(45.265.051)
-
-
Altele
67.130.946
(66.614.739)
516.206
-
Total
3.564.401.210
(3.102.388.854)
462.012.352
101.076.552
Proiect
Valoare contabila
bruta la
31 decembrie 2024
Pierderi din
depreciere
cumulate la
31 decembrie 2024
Valoare neta
contabila
31 decembrie
2024
Pierderi din
depreciere
constituite/
(reversate) in 2024
AHE Bumbesti-Livezeni
789.332.611
(422.774.897)
366.557.714
(28.314.053)
CHE Racovita
62.781.188
(62.781.188)
-
-
AHE Rastolita
722.848.974
(722.848.974)
-
68.778.292
AHE Siriu-Surduc
750.190.905
(666.488.060)
83.702.845
(33.447.119)
AHE Pascani
435.615.604
(435.615.604)
-
39.132.979
AHE Cerna-Belareca
318.950.109
(318.950.109)
-
684.944
AHE Cornetu-Avrig
108.261.601
(106.985.994)
1.275.606
1.036.370
Cerna Motru Tismana -
etapa II
72.942.551
(72.942.551)
-
-
Lac redresor Sebes
56.363.185
(56.363.185)
-
-
Bistra
45.013.279
(45.013.279)
-
3.513
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
56
Proiect
Valoare contabila
bruta la
31 decembrie 2024
Pierderi din
depreciere
cumulate la
31 decembrie 2024
Valoare neta
contabila
31 decembrie
2024
Pierderi din
depreciere
constituite/
(reversate) in 2024
Retehnologizare Portile de
Fier II
45.265.051
(45.265.051)
-
-
Altele
78.572.621
72.449.258
6.123.363
(8.350.052)
Total
3.486.137.677
3.028.478.149
457.659.528
39.524.874
Determinarea valorilor recuperabile
Determinarea valorilor recuperabile ale investițiilor în curs de mai sus a avut la baza o serie de ipoteze privind fezabilita tea
finalizării investițiilor și fluxurile de numerar previzionate.
Ipotezele semnificative utilizate pentru estimarea valorii recuperabile sunt prezentate mai jos. Estimările au avut la baza
atât date istorice, cât și evaluarea conducerii cu privire la tendințele viitoare legate de prețurile energiei electrice, marje,
costuri de finalizare si riscul climatic:
Ipoteze
Metoda de elaborare a ipotezelor
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Costurile de finalizare a proiectelor, fluxuri de
numerar anuale pana la finalizare si data
punerii in functiune.
În baza contractelor încheiate cu furnizorii pentru fiecare proiect
sau a estim ărilor făcute de conducere (a se vedea mai jos).
Capacitati instalate
Pe baza datelor tehnice pentru fiecare proiect (a se vedea mai jos)
Rata de utilizare (productie
În medie 80% din capacitatea de
productie (energia anuala de
proiect) (pe baza istoricului
productiei de energie electrica a
Societatii si a ajustarii aferenta
riscului climatic)
in medie 80% din capacitatea de
productie (energia anuala de
proiect) (pe baza istoricului
productiei de energie electrica a
Societatii si a ajustarii aferenta
riscului climatic)
Preturile energiei electrice
Pe baza rapoartelor intocmite
de consultanti externi pentru
perioada 2025-2060. ajustate
pentru anumite ipoteze;
creșterea anuală a prețurilor cu
2% (rata inflației pe termen
lung) pentru perioada 2061 –
2080
Pe baza rapoartelor intocmite
de consultanti externi pentru
perioada 2025 – 2060; crestere
anuala a preturilor 2% (rata
inflatiei pe termen lung) pentru
perioada 2061 – 2080
Cheltuieli de exploatare
Pentru proiectele Bumbesti
Livezeni, Rastolita, Siriu Surduc
si Pascani, Grupul a determinat
fluxurile de numerar viitoare
estimând cheltuielile de
exploatare specifice fiecarui
proiect (cheltuieli cu apa
uzinata, cheltuieli cu
remuneratia angajatilor,
cheltuieli cu mentenanta,
cheltuieli cu materialele),
precum si cheltuieli indirecte.
Nu este cazul.
Durata de viata utila
50 ani
50 ani
Rata de actualizare inainte de impozitare
10,6%
10,4%
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
57
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Estimarile Grupului cu privire la costurile necesare finalizarii proiectelor in curs de executie, precum si capacitatile anuale
de productie care vor fi instalate, sunt dupa cum urmeaza:
An
Costuri de finalizare estimate
Capacitate instalata anuala (GW)
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
2025
-
160.974.719
-
30
2026
194.890.000
520.669.795
-
10
2027
495.949.000
667.949.194
-
207
2028
810.021.668
335.701.069
404
222
2029
187.583.555
118.144.882
152
65
2030
198.112.190
10.000.000
65
-
Total
1.886.556.413
1.813.439.659
621
534
Grupul estimează că aproximativ 88% din capacitatea suplimentară de producție va fi instalată până la sfârșitul anului
2028.
Pierderile din depreciere recunoscute au fost determinate în principal de modificarea ipotezelor utilizate cu privire la
prețurile viitoare ale energiei electrice modificarea ratei de discountare și de actualizarea programului de lucrari in timp.
Principalele variatii ale valorii recuperabile/pierderilor din depreciere in anii 2025 si 2024 se refera la urmatoarele proiecte
de investitii:
- Proiectul Bumbesti-Livezeni, cu o valoarea contabila neta de 360.393.198 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie
2024: 366.557.714 RON), pentru care lucrarile au fost suspendate in 2017 din cauza faptului ca autorizatiile de
construire si de mediu au fost anulate ca urmare a litigiului pierdut de Societate cu anumite organizatii non-profit.
Proiectul a inceput in 2003, in timp ce in 2005 Parcul National Defileul Jiului a fost declarat regiune protejata; in
consecinta, Societatea trebuie sa reevalueze impactul asupra mediului si sa obtina autorizatii noi.
Deprecierea suplimentara in suma de 23.408.845 RON înregistrată în 2025 pentru proiectul Bumbesti-Livezeni a fost
determinată de modificarea principalelor ipoteze (rata de actualizare, prețurile energiei și rata inflației).
Grupul este in prezent in proces de obtinere a autorizatiilor noi de construire si de mediu in vederea continuarii
lucrarilor. In 2022, autoritatile au comunicat Grupului ca documentatia prezentata nu respecta cerintele legale si
trebuie revizuită.
In cursul anului 2024, documentația de mediu revizuită a fost retransmisă autorităților și au avut loc consultările
publice privind aceasta. Conducerea consideră că nu există probleme care să împiedice Societatea să obțină
autorizațiile și să finalizeze proiectul. În consecință. valoarea recuperabilă a proiectului a fost determinată având în
vedere că proiectul va fi finalizat în 2028.
- Proiectul Siriu-Surduc cu o valoare contabila neta de 74.802.246 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024:
83.702.844 RON), pentru care lucrarile au fost suspendate din cauza faptului ca autorizatiile de construire si de mediu
pentru constructia barajului au fost anulate ca urmare a litigiului pierdut de Societate cu numite organizatii non-profit.
Proiectul a inceput in 1983 si cuprinde 3 hidrocentrale, dintre care una a fost pusa in functiune in 1988, pentru alta
conducerea a decis abandonarea proiectului, iar a treia este in curs de executie, lucrarile fiind suspendate pana la
revizuirea impactului asupra mediului si obtinerea unor noi autorizatii.
Deprecierea suplimentară ȋn sumă de 28.701.759 RON în 2025 pentru proiectul Siriu-Surduc a fost determinată de
modificarea principalelor ipoteze (rata de actualizare, prețurile energiei și inflația).
Conducerea consideră ca nu există aspecte probleme care sa impiedice Societatea sa obtina autoriza ţiile si să finalizeze
proiectul. In consecinţă valoarea recuperabilă a proiectului a fost determinată av ând in vedere că proiectul va fi
finalizat in 2028.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
58
22. IMOBILIZĂRI CORPORALE (continuare)
Analiza de senzitivitate
Analiza de senzitivitate de mai jos prezint ă efectul asupra profitului ȋnainte de impozitare și a fost determinat ă pe baza
modificărilor rezonabile ale ipotezelor cheie la sfârșitul perioadelor de raportare, ȋn timp ce alte ipoteze rămân constante.
Rata de actualizare inainte
de impozitare
Crestere/ (descrestere ) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 100 puncte de
baza
Descrestere cu 100 puncte de
baza
2025
(108.651.041)
135.367.789
2024
(121.362.849)
154.595.489
Cheltuieli de exploatare
Crestere/ (descrestere ) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 5%
Descrestere 5%
2025
(10.124.282)
10.124.282
2024
(13.402.966)
13.402.966
Preturile energiei electrice
Crestere/ (descrestere ) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 5%
Descrestere cu 5%
2025
62.844.024
(62.844.024)
2024
71.593.345
(71.441.872)
Rata de utilizare
Crestere/ (descrestere ) a
profitului inainte de impozitare
Crestere cu 500 puncte de
baza
Descrestere cu 500 puncte de
baza
2025
62.844.024
(62.844.024)
2024
89.416.997
(88.187.104)
23. CAPITAL SI REZERVE
(a) Capital social
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
Capital social la valoare nominala
4.498.025.670
4.498.025.670
Ajustarea la inflatie in conformitate cu IAS 29
1.028.872.000
1.028.872.000
Total
5.526.897.670
5.526.897.670
Până la 31 decembrie 2003, capitalul social ȋn termeni nominali a fost retratat ȋn conformitate cu IAS 29 „Raportarea
financiara in economiile hiperinflationiste”, ajustările aferente fiind recunoscute ȋn rezultatul reportat.
La 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024, capitalul social autorizat subscris al Societății este împărțit în 449.802.567
acțiuni ordinare cu o valoare nominală de 10 RON pe acțiune. Acționarii au dreptul la dividende și fiecare acțiune confera
un drept de vot.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
59
23. CAPITAL ŞI REZERVE (continuare)
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Actionari
Numar de actiuni
%
Numar de actiuni
%
Ministerul Energiei
360.094.390
80,0561%
360.094.390
80.0561%
Persoane juridice
75.600.136
16,8074%
73.287.787
16.2933%
Persoane fizice
14.108.041
3,1365%
16.420.390
3.6506%
Total
449.802.567
100%
449.802.567
100%
(b) Rezerva din reevaluare
Reconcilierea dintre soldul iniţial si soldul final al rezervei din reevaluare este dup â cum urmează:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
11.580.347.711
12.076.640.610
Transferul rezervei din reevaluare la rezultatul reportat ca
urmare a amortizarii și ieșirilor de imobilizări corporale. net de
impozit
(469.072.279)
(495.522.789)
Miscarea rezervei din reevaluare ca urmare a deprecierii
imobilizarilor corporale
(528.031)
(770.110)
Sold la 31 decembrie
11.110.747.401
11.580.347.711
(c) Alte rezerve
Alte rezerve includ:
• rezerva legală ȋn sumă de 928.970.174 RON (31 decembrie 2024: 928.970.174 RON), constituită anual la nivelul fiecă rei
societăţi a Grupului ȋn proporţie de 5% din profitul înainte de impozitare până când rezerva legală totală ajunge la 20%
din capitalul social vărsat nominal. Rezervele legale sunt obligatorii, sunt deductibile la calculul impozitului pe profit și
nu sunt distribuibile.
• alte rezerve nedistribuibile in suma de 97.000.000 RON la 31 decembrie 2025 si 202, constituite in 2006 in baza
Ordonantei de Urgenta a Guvernului nr. 89/2004.
(d) Dividende
In data de 29 aprilie 2025, Adunarea Generală a Acţionarilor Societatii a aprobat distribuirea de dividende din profitul
anului 2024, in suma de 4.043.229.023 RON, reprezentând 100% din profitul net al anului 2024 eligibil pentru distribuire
conform situațiilor financiare individuale statutare ale Societății.
Valoarea dividendelor pe acţiune distribuite este de 8,988897 RON/acţiune (2024: 13,99 RON/acţiune).
Datoriile în legătură cu dividendele includ:
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Dividende de plată
6.451.583
5.182.867
Impozit pe dividende
284.577
469.825
Total
6.736.160
5.652.692
Societăţile din România pot distribui dividende numai din profiturile conform situa ţiilor financiare individuale statutare
ȋntocmite ȋn conformitate cu reglementările contabile din Romania.
(e) Gestionarea capitalului
Gestionarea capitalului de catre Grup este influențată în mod semnificativ de reglementari. Distribuirea dividendelor este
guvernată de reglementări speciale, inclusiv Ordonanța de Guvern nr. 64/2001, conform căreia, în cazul societăților
deținute integral sau majoritar de stat, minimum 50% din profitul contabil se distribuie sub formă de dividende, daca alte
legi speciale nu prevad altfel.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
60
23. CAPITAL ŞI REZERVE (continuare)
Politica Grupului este de a mentine o baza de capital puternica pentru a mentine increderea investitorilor, creditorilor si a
pietei si pentru a sustine dezvoltarea viitoare a activitatii. Conducerea monitorizeaza rentabilitatea capitalului, precum si
nivelul dividendelor distribuite catre actionari. Raportul dintre datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt, net) si
EBITDA AJUSTATA nu trebuie sa depaseasca 3.
2025
2024
Imprumuturi bancare
213.315.268
300.733.276
Datorii aferente contractelor de leasing
71.647.900
79.354.288
Minus: Numerar si echivalente de numerar
(1.187.733.975)
(1.581.617.072)
Minus: Investitii pe termen scurt
(3.732.016.142)
(3.475.932.995)
Datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt. net) (A)
(4.634.786.949)
(4.677.462.503)
EBITDA AJUSTATA
(1)
(B)
4.747.165.812
5.516.596.667
Raportul dintre Datorii nete/ (numerar si investitii pe termen scurt.
net) si EBITDA AJUSTATA (A/B)
(0,98)
(0,85)
(1) EBITDA (Profitul înainte de dobânzi, impozitare, amortizare și depreciere) AJUSTATA este calculata pornind de
la EBITDA definita si calculata ca profitul/(pierderea) înainte de impozitare, înainte de (i) amortizarea imobilizarilor
corporale si necorporale și (ii) cheltuieli si venituri din dobanzi. AJUSTATA CU deprecierea/reversarea deprecierii
imobilizărilor corporale si necorporale. EBITDA si EBITDA AJUSTATA nu sunt indicatori IFRS si nu trebuie tratate ca
alternative la indicatori IFRS. Mai mult. EBITDA AJUSTATA nu este definita in mod unitar. Metoda de calcul a
EBITDA AJUSTATA utilizata de alte societati poate fi semnificativ diferita fata de cea utilizata de Grup. In
consecinta, EBITDA AJUSTATA prezentata in aceasta nota nu poate fi utilizata. ca atare. in scopul comparatiei cu
EBITDA sau EBITDA AJUSTATA a altor societati
24. IMPRUMUTURI
Descriere
31 decembrie
2025
31 decembrie
2024
BRD Groupe Societe Generale din data de 4 martie 2021 in suma de
1.250.000.000 RON – imprumut contractat pentru finantarea achizitiei
Crucea Wind Farm SA si Hidroelectrica Wind Services SRL.
Incasari din imprumut: 130 milioane EUR (reprezentand 635.219.000
RON)
213.315.268
300.733.276
Rambursare: rate trimestriale in perioada 11 iunie 2021 - 11 martie 2028.
Dobanda este legata la EURIBOR 3 luni plus o marja.
Anul scadentei: 2028
Total imprumuturi
213.315.268
300.733.276
Portiunea curenta
94.957.232
92.886.954
Portiunea pe termen lung
118.358.036
207.846.322
Ȋn 2024 Grupul a rambursat ȋmprumuturi in suma de 93.673.821 RON (2024: 92.349.679 RON).
Contractul de ȋmprumut cu BRD Groupe Societe Generale include următorii indicatori financiari:
- Rata de acoperire a serviciului datoriei determinată ca raportul dintre EBITDA din care se deduc plăţile de
dividende, cheltuielile de capital și impozitele, pe de o parte, și serviciul datoriei, pe de altă parte – valoarea
minimă 1.1;
- rata de ȋndatorare – valoarea maximă 3.0.
Conform contractului de ȋmprumut, ȋn cazul ȋn care nu este ȋndeplinit unul dintre indicatorii de mai sus, Societatea
beneficiază de o perioada de remediere de 60 de zile de la care creditorul a notificat Societatea.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
61
24. ÎMPRUMUTURI (continuare)
La 31 decembrie 2025, rata de acoperire a serviciului datoriei, așa cum este definită prin contract, este sub 1,1, în
consecință, porțiunea pe termen lung în valoare de 118.358.036 RON trebuie clasificată ca și datorie pe termen scurt.
Întrucât serviciul datoriei nete definit prin contract este pozitiv având în vedere serviciul datoriei comparat cu EBITDA,
dobânzile fiind mai mari decât serviciul datoriei, Societatea a primit o derogare din partea băncii, ulterior datei de 31
decembrie 2025.
O situaţie similară a fost înregistrată la 31 decembrie 2024, porțiunea pe termen lung fiind de 207.846.322 RON.
Societatea a primit o derogare din partea băncii, ulterior datei de 31 decembrie 2024.
Reconcilierea miscarii datoriilor cu fluxurile de numerar din activitatea de finantare
Imprumuturi bancare
Leasing
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
300.733.276
79.354.288
380.087.564
Modificari generate din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
Rambursari de imprumuturi bancare
(93.673.821)
-
(93.673.821)
Plati de leasing
-
(9.486.038)
(9.486.038)
Total modificari din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
(93.673.821)
(9.486.038)
(103.159.859)
Efectul modificarii cursurilor de schimb valutar
6.505.363
-
6.505.363
Alte modificari
Aferente datoriilor
Modificari ale contractelor de leasing
-
1.779.649
1.779.649
Cheltuieli cu dobanzile
6.765.118
5.224.422
11.989.540
Dobanzi platite
(7.014.669)
(5.224.422)
(12.239.091)
Total alte modificari aferente datoriilor
(249.550)
1.779.650
1.530.099
Sold la 31 decembrie 2025
213.315.268
71.647.900
284.963.168
Imprumuturi bancare
Leasing
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
393.534.741
66.300.971
459.835.712
Modificari generate din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
Rambursari de imprumuturi bancare
(92.349.679)
-
(92.349.679)
Plati de leasing
-
(6.436.017)
(6.436.017)
Total modificari din fluxuri de numerar din
activitatea de finantare
(92.349.679)
(6.436.017)
(98.785.696)
Efectul modificarii cursurilor de schimb valutar
(58.212)
-
(58.212)
Alte modificari
Aferente datoriilor
Modificari ale contractelor de leasing
-
19.489.334
19.489.334
Cheltuieli cu dobanzile
14.136.228
4.310.953
18.447.181
Dobanzi platite
(14.529.803)
(4.310.953)
(18.840.756)
Total alte modificari aferente datoriilor
(393.574)
19.489.334
19.095.759
Sold la 31 decembrie 2024
300.733.276
79.354.288
380.087.563
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
62
25. DATORII COMERCIALE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Furnizori de energie electrica
194.151.162
107.728.825
Furnizori de distribuție a energiei electrice
184.013.818
146.328.047
Furnizori de imobilizări corporale
159.950.862
38.887.993
Furnizor de apă uzinata
101.298.282
70.287.437
Furnizori de întreținere si reparații
25.928.377
14.511.016
Alți furnizori
126.881.383
52.938.391
Total datorii comerciale
792.223.884
430.681.709
Portiunea curenta
777.323.350
429.683.124
Portiunea pe termen lung
14.900.534
998.585
Furnizorii de energie electrică, distribuţie a energiei electrice ș i ap ă sunt ȋn principal cei prezentaţ i ȋn Nota 33 Părţi afiliate.
Alţi furnizori includ furnizori de servicii, materiale ș i consumabile.
Grupul are garan ţii primite de la furnizori ȋn sumă de 667,069,588 RON la 31 decembrie 2025 (470.254.839 RON la 31
decembrie 2024), în afara bilanțului. Acestea sunt garan ţii de bun ă execuţie sub forma de scrisori de garantie bancara,
polite de asigurare si conturi escrow. Creșterea reprezintă ȋn principal garanţiile primite pentru lucrări de retehnologizare
si mentenanţă.
26. ALTE DATORII
31 decembrie 2025
31 decembrie 2023
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Datorii catre stat
54.006.063
-
39.338.896
-
Garantii de buna executie
10.356.738
57.757.775
7.055.899
52.403.051
Garantii contractuale clienti
45.512.292
-
57.587.395
-
Datorii in legatura cu dividendele
6.736.160
-
5.652.692
-
Altele
29.762.608
109.667
14.614.303
109.344
Total
146.373.861
57.867.442
124.249.185
52.512.395
Datoriile curente către stat reprezinta in principal TVA de plata in suma de 49.448.612 RON la 31 decembrie 2025 (31
decembrie 2024: 37.573.122 RON).
Începând cu al doilea trimestru al anului 2024, Grupul solicita potențialilor clienți finali cu risc de contrapartida mai multe
opțiuni de garanție de plată. inclusiv constituirea de garanții monetare. În acest sens, sunt constituite depozitele de
garanție deschise de clienți, valoarea depozitului fiind bazată pe valoarea contractuală estimată a energiei electrice
furnizate pentru o perioadă de până la trei luni, acestea fiind valabile pe perioada contractuală.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
63
27. VENITURI IN AVANS
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen lung
Curente
Pe termen lung
Subventii guvernamentale
5.554.937
146.130.825
6.091.097
155.677.293
Altele
52.602
933.526
54.846
995.840
Total
5.607.539
147.064.351
6.145.943
156.673.133
Subvenţiile guvernamentale reprezintă sume primite de la stat pentru constructia anumitor proiecte de investitii.
Reconcilierea intre soldul initial si soldul final al subventiilor guvernamentale:
2025
2024
Sold la 1 ianuarie
161.768.390
137.161.662
Cresteri in cursul anului
5.868.670
30.513.825
Reluari la venituri
(6.611.792)
(5.907.097)
Subventii pentru exproprieri
(9.339.506)
Sold la 31 decembrie
151.685.762
161.768.390
28. PROVIZIOANE
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Curente
Pe termen
lung
Curente
Pe termen lung
Litigii si dispute
93.480.582
-
71.420.228
-
Dezafectare
911.465.144
-
848.188.672
Provizioane fiscale
-
97.666.739
-
95.316.032
Alte provizioane
53.546.229
-
53.731.556
-
Total
147.026.811
1.009.131.883
125.151.784
943.504.704
Litigii si
dispute
Dezafectare
Provizioane
fiscale
Alte
provizioane
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
71.420.228
848.188.672
95.316.032
53.731.556
1.068.656.488
Provizioane recunoscute in
corespondenta cu imobilizarile
corporale
-
127.362
-
-
127.362
Provizioane recunoscute in
profit sau pierdere
22.214.369
21.326.721
-
42.543.456
86.084.546
Actualizarea provizioanelor
(Nota 14)
(5.956)
59.111.883
6.757.907
-
65.863.834
Provizioane utilizate
-
-
-
(42.681.941)
(42.681.941)
Provizioane reversate
(148.058)
(17.289.494)
(4.407.200)
(46.842)
(21.891.594)
Sold la 31 decembrie 2025
93.480.582
911.465.144
97.666.739
53.546.229
1.156.158.695
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
64
28. PROVIZIOANE (continuare)
Litigii si
dispute
Dezafectare
Provizioane
fiscale
Alte
provizioane
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
163.587.549
746.285.396
90.544.424
25.385.415
1.025.802.784
Provizioane recunoscute in
corespondenta cu imobilizarile
corporale
-
(344.065)
-
-
(344.065)
Provizioane recunoscute in
profit sau pierdere
1.881.095
50.150.967
-
53.091.457
74.641.213
Actualizarea provizioanelor
(Nota 14)
-
52.096.374
6.379.817
-
58.476.191
Provizioane utilizate
(65.279.279)
-
-
(24.640.356)
(89.919.635)
Provizioane reversate
(28.769.137)
-
(1.608.209)
(104.960)
-
Sold la 31 decembrie 2024
71.420.228
848.188.672
95.316.032
53.731.556
1.068.656.488
(i) Provizioane pentru litigii si dispute
La 31 decembrie 2025 și 31 decembrie 2024, provizioanele pentru litigii includ 67.618.460 RON în legătură cu litigiul cu
Asocierea Romelectro SA. Hidroconstrucția SA și ISPH Project Development SA (Asocierea) început în 2013. Obiectul
litigiului îl constituie disputele privind contractul semnat în 2004 pentru proiectul de investiții Bumbești-Livezeni. Asocierea
a pretins 88.400.000 RON reprezentând lucrări suplimentare efectuate de Asociere începând cu anul 2010 până la data
începerii litigiului. În urma mai multor hotărâri și apeluri în 2019, dosarul a fost trimis spre rejudecare. În 2020, Curtea a
solicitat un raport de expertiză tehnică. Pe baza sentințelor anterioare, a raportului de expertiză emis la 17 februarie 2022
și având în vedere probabilitatea unui rezultat nefavorabil, Grupul a recunoscut un provizion de 67.618.460 RON.
Societatea a recunoscut in 2025 provizioane suplimentare pentru dobânzi și penalități în legătură cu plata cu întârziere a
lucrărilor care nu au fost initial recunoscute.
(ii) Provizioane pentru dezafectare
In 2018 si 2019, conducerea Societăţii a decis să abandoneze anumite proiecte de inves ţ ii ȋn curs de execuţ ie (Nota 22). In
consecinta, Societatea a recunoscut provizioane de dezafectare in profit sau pierdere pentru valoarea actualizată a
lucrărilor estimate a fi necesare pentru abandonarea acelor active. Costurile de dezafectare au fost estimate pe baza unor
studii efectuate de un expert tehnic extern în 2017, actualizate in cursul anului 2024 luand ȋn considerare costul curent al
activităţilor principale de abandon
Principalele costuri de abandonare incluse în provizion sunt:
• costul demolării construcțiilor existente;
• costul transportului deșeurilor la cel mai apropiat depozit ecologic;
• taxa de mediu, in conformitate cu cerințele legale;
• costul de depozitare a deșeurilor la un depozit ecologic.
Costurile au fost actualizate utilizand o rata de actualizare intre 4,73% si 5,73% (31 decembrie 2024: ȋntre 5,27% si 7,09%),
in functie de perioada de dezafectare preconizata.
Un provizion de dezafectare in suma de 15.299.726 RON este aferent parcului eolian. Efectele modificărilor ipotezelor
care stau la baza costurilor de dezafectare pentru parcul eolian sunt recunoscute în corespondenta cu imobilizările
corporale.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
65
28. PROVIZIOANE (continuare)
(iii) Provizioane fiscale
Provizioanele fiscale in suma de 97.666.739 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024: 95.316.032 RON) reprezintă
valoarea actualizată a TVA preconizata fi plătita la sco aterea din evidenta a proiectelor de investiții abandonate (Nota 22).
(iv) Alte provizioane
Participarea
salariatilor la
profit
Remuneratia variabila a
membrilor Directoratului.
Consiliului de Supraveghere si
management
Altele
Total
Sold la 1 ianuarie 2025
25.917.455
16.764.576
11.049.525
53.731.556
Provizioane recunoscute in
profit sau pierdere
29.504.000
13.025.000
14.456
42.543.456
Provizioane utilizate
(25.917.365)
(16.764.576)
-
(42.681.941)
Provizioane reversate
-
-
(46.842)
(46.842)
Sold la 31 decembrie 2025
29.504.090
13.025.000
11.017.139
53.546.229
Participarea
salariatilor la
profit
Remuneratia variabila a
membrilor Directoratului.
Consiliului de Supraveghere si
management
Altele
Total
Sold la 1 ianuarie 2024
23.614.403
-
1.771.012
25.385.415
Provizioane recunoscute in
profit sau pierdere
25.917.455
16.764.576
10.409.426
53.091.457
Provizioane utilizate
(23.614.403)
-
(1.025.953)
(24.640.356)
Provizioane reversate
-
-
(104.960)
(104.960)
Sold la 31 decembrie 2024
25.917.455
16.764.576
11.049.525
53.731.556
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – VALORI JUSTE SI GESTIONAREA RISCULUI
(a) Clasificari contabile si valori juste
În conformitate cu IFRS 9, activele și datoriile financiare ale Grupului sunt evaluate la cost amortizat. În conformitate cu
modelul de afaceri al Grupului, activele și datoriile financiare sunt deținute ȋn vederea colect ării fluxurilor de numerar
contractuale, iar aceste fluxuri de numerar sunt exclusiv plăți de principal și dobânzi. Grupul nu a inclus informatii privind
valoarea justă pentru activele și datoriile financiare care nu sunt evaluate la valoarea just ă dacă valoarea contabilă
reprezintă o aproximare rezonabila a valorii juste.
(b) Gestionarea riscului financiar
Riscul de credit
Riscul de credit este riscul ca Grupul să suporte o pierdere financiară dacă un client sau o contrapartidă la un instrument
financiar nu își îndeplinește obligațiile contractuale, iar acest risc derivă în principal din creanțe comerciale, numerar și
echivalente de numerar și investiții in depozite.
Numerarul și depozitele bancare sunt plasate în instituții financiare care sunt considerate ca având o bonitate ridicată,
parte din acestea fiind deținute de Statul Roman cum ar fi CEC Bank sau Exim Bank.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
66
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – Valori juste și gestionarea riscurilor (continuare)
Expunerea la riscul de credit
Valoarea contabila a activelor financiare reprezinta expunerea maxima la riscul de credit.
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Creante comerciale
1.698.377.642
1.633.688.425
Numerar si echivalente de numerar
1.187.733.975
1.581.617.072
Numerar restrictionat
55.123.548
21.057.471
Investiții în depozite și obligațiuni
3.732.016.142
3.475.932.995
Total
6.673.251.307
6.712.295.963
Creantele comerciale
Expunerea Grupului la riscul de credit este influențată în principal de caracteristicile individuale ale fiecărui client. Gru pul
a stabilit o politică de credit conform căreia fiecare client nou non-casnic este analizat individual din punct de vedere al
bonității înainte de încheierea unui contract. astfel încât vânzarea să se realizeze catre clienții cu o bonitate adecvată.
Pentru clienții casnici. o astfel de analiză a riscului de credit nu se efectuează din cauza naturii și numarului clienților cât și
a legislației în vigoare. Ajustările pentru pierderi din deprecierea creanțelor comerciale reflectă pierderile din credit
preconizate. calculate pe baza ratelor de pierdere.
Tabelul urmator prezinta informatii cu privire la expunerea la riscul de credit si pierderile din credit preconizate (ECL)
pentru creantele comerciale la 31 decembrie 2025:
Rata medie
ponderata a
pierderilor
Valoarea bruta
Ajustare pentru
pierderi din
depreciere
Creante
comerciale nete
Nerestante
2,03%
964.369.735
(19.529.305)
944.840.430
Restante - de la 0 la 3 luni
15,63%
118.050.773
(18.453.519)
99.597.254
Restante - de la 3 la 6 luni
55,76%
54.936.698
(30.632.993)
24.303.705
Restante - de la 6 luni la 1 an
90,72%
64.069.017
(58.124.448)
5.944.569
Restante - mai mult de 1 an
100,00%
209.938.253
(209.938.253)
-
Total
1.411.364.476
(336.678.518)
1.074.685.958
Clienti analizati individual
623.691.684
-
623.691.684
Total creante comerciale
2.035.056.160
(336.678.518)
1.698.377.642
Tabelul urmator prezinta informatii cu privire la expunerea la riscul de credit si pierderile din credit preconizate (ECL)
pentru creantele comerciale la 31 decembrie 2024:
Rata medie
ponderata a
pierderilor
Valoarea bruta
Ajustare pentru
pierderi din
depreciere
Creante
comerciale nete
Nerestante
2.21%
803.221.198
(17.745.320)
785.475.878
Restante - de la 0 la 3 luni
17.80%
140.962.538
(25.095.874)
115.866.664
Restante - de la 3 la 6 luni
73.31%
69.495.832
(50.945.404)
18.550.428
Restante - de la 6 luni la 1 an
100.00%
69.293.528
(69.293.528)
-
Restante - mai mult de 1 an
100.00%
141.231.219
(141.231.219)
-
Total
1.224.204.315
(304.311.345)
919.892.970
Clienti analizati individual
713.795.455
-
713.795.455
Total creante comerciale
1.937.999.770
(304.311.345)
1.633.688.425
Clientii analizati individual reprezinta sume restante de la clientii pentru care Grupul considera ca exista un risc de
neincasare neglijabil.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
67
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – Valori juste și gestionarea riscurilor (continuare)
Ratele pierderilor estimate pentru anul 2025 se bazeaza pe pierderile din credit efective inregistrate in ultimele sase
trimestre luand in considerare evolutia segmentului de furnizare (31 decembrie 2024: ultimele sase trimestre)
Grupul are garanţii primite de la clienţi in sum ă de 591.805.583 RON la 31 decembrie 2025 (527.949.485 RON la 31
decembrie 2024) sub formă de scrisori de garanție bancară. Începând cu anul 2024 Grupul înregistrează de asemenea și
depozite de garanție deschise de clienți reprezentând garanții plătite în valoare de 45.504.714 RON (vezi Nota 26).
Riscul de lichiditate
Riscul de lichiditate reprezintă riscul ca Grupul să aibă dificultăți în onorarea obligațiilor asociate datoriilor financiare
decontate prin transferul numerarului sau altui activ financiar. Grupul are numerar și echivalente de numerar și investiții
pe termen scurt semnificative. prin urmare nu se confruntă cu un risc de lichiditate semnificativ.
Grupul monitorizează nivelul intrărilor de numerar previzionate din incasarea creanțelor comerciale. precum și nivelul
ieșirilor de numerar previzionate pentru plata împrumuturilor. datoriilor comerciale și altor datorii. Grupul urmareste să
mențină un nivel al conturilor bancare curente și al depozitelor bancare care să depășească ieșirile de numerar previzionate
pentru plata datoriilor financiare.
Expunerea la riscul de lichiditate
Tabelul următor prezintă scadențele contractuale rămase ale datoriilor financiare la data de raportare. Fluxurile de
numerar contractuale sunt prezentate ca sume brute și neactualizate și includ plățile contractuale de dobânzi estimate.
Fluxuri de numerar contractuale
31 decembrie 2025
Valoare
contabila
Total
< 12 luni
1 - 5 ani
> 5 ani
Datorii financiare
Datorii comerciale
792.223.884
792,223,884
777,323,350
14,900,534
-
Imprumuturi bancare
213.315.268
219,217,273
98,802,637
120,414,636
-
Datorii aferente contractelor
de leasing
71.647.900
89,781,274
14,596,149
46,701,259
28,483,866
Total
1.077.187.052
1,101,222,431
890,722,136
182,016,428
28,483,866
Fluxuri de numerar contractuale
31 decembrie 2024
Valoare
contabila
Total
< 12 luni
1 - 5 ani
> 5 ani
Datorii financiare
Datorii comerciale
430.681.709
430.681.709
429.683.124
998.585
-
Imprumuturi bancare
300.733.276
316.523.991
100.618.245
215.905.746
-
Datorii aferente contractelor
de leasing
79.354.288
101.967.239
14.327.708
50.922.328
36.717.203
Total
810.769.273
849.172.939
544.629.077
267.826.659
36.717.203
Riscul de piata
Riscul de piață este riscul ca modificările prețurilor de piață – cursul de schimb și rata dobânzii – să afecteze profitul
Grupului sau valoarea instrumentelor financiare deținute. Obiectivul gestionarii riscului de piață este de a controla
expunerile la riscul de piață în limite acceptabile. optimizând în același timp rezultatele.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
68
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – Valori juste și gestionarea riscurilor (continuare)
(i) Riscul de rata a dobanzii
Grupul are împrumuturi bancare pe termen lung cu rate de dobânda variabile. care pot expune Grupul la riscul de rata a
dobânzii.
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Instrumente cu rata fixa
Active financiare
Numerar restrictionat
55.123.548
21.057.471
Investiții în obligatiuni corporative si depozite
3.732.016.142
3.475.932.995
Total
3.787.139.690
3.496.990.466
Datorii financiare
Datorii aferente contractelor de leasing
(71.647.900)
(79.354.288)
Total
(71.647.900)
(79.354.288)
Instrumente cu rata variabila
Datorii financiare
Imprumuturi bancare
(213.315.268)
(300.733.276)
Total
(213.315.268)
(300.733.276)
Analiza de senzitivitate a valorii juste a instrumentelor cu rata fixa
Grupul nu are active financiare si datorii financiare cu rata a dobanzii fixa recunoscute la valoare justa prin profit sau
pierdere. Prin urmare, o modificare a ratelor dobanzii la data de raportare nu ar avea ca rezultat un castig sau o pierdere
in profit sau pierdere.
Analiza de senzitivitate a fluxurilor de numerar ale instrumentelor cu rata variabila
O modificare rezonabila cu 50 de puncte de bază a ratelor dobânzii la data de raportare ar fi crescut (diminuat) profitul
înainte de impozitare cu sumele prezentate mai jos. Această analiză presupune că toate celelalte variabile, în special
cursurile de schimb valutar, rămân constante.
Crestere/ (diminuare) a
profitului inainte de impozitare
crestere cu 50
puncte de baza
diminuare cu 50 puncte de
baza
2025
Instrumente cu rata variabila
(1.066.576)
1.066.576
2024
Instrumente cu rata variabila
(1.503.666)
1.503.666
(ii) Riscul valutar
Grupul este expus riscului valutar de tranzacționare în măsura în care există un dezechilibru între monedele în care sunt
exprimate vânzările. achizițiile. creanțele și împrumuturile și moneda funcționala a societăților Grupului. Moneda
funcțională a Grupului este Leul românesc (RON).
Moneda în care sunt exprimate aceste tranzacții este in principal RON. Anumite datorii sunt exprimate în valute ca EUR și
USD. Politica Grupului de gestionare a riscului este de a utiliza în in principal moneda locală. Grupul nu utilizează
instrumente derivate sau instrumente de hedging.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
69
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – Valori juste și gestionarea riscurilor (continuare)
31 decembrie 2025
-echivalentul in RON al valutei-
EUR
USD
CHF
Creante comerciale
228.068
-
-
Alte active
277.256.430
-
-
Numerar si echivalente de numerar
3.467.775
89.298
2.604
Datorii comerciale
(60.175.622)
(160.093)
-
Imprumuturi bancare
(213.315.268)
-
-
Datorii aferente contractelor de leasing
(58.718.651)
-
-
Expunere neta la nivelul situatiei pozitiei financiare
(51.257.269)
(70.795)
2.604
31 decembrie 2024
-echivalentul in RON al valutei-
EUR
USD
CHF
Creante comerciale
221.340
-
-
Alte active
78.839.581
-
-
Numerar si echivalente de numerar
382.420.303
111.499
2.512
Datorii comerciale
(3.898.497)
(160.093)
-
Imprumuturi bancare
(300.733.276)
-
-
Datorii aferente contractelor de leasing
(62.432.290)
-
-
Expunere neta la nivelul situatiei pozitiei financiare
94.417.161
(47.594)
2.512
Au fost aplicate următoarele cursuri de schimb:
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
RON / EUR
5,0985
4,9741
RON / USD
4,3417
4,7768
RON / CHF
5,4743
5,2806
Analiza de senzitivitate
O apreciere cu 5% a leului romanesc (RON) fata de toate celelalte valute la 31 decembrie ar fi afectat profitul înainte de
impozitare cu sumele prezentate mai jos. Această analiză presupune că toate celelalte variabile rămân constante.
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
2025 (RON)
2024 (RON)
EUR
2.562.863
4.720.858
USD
3.540
(2.380)
CHF
(130)
126
Total
2.566.273
4.718.604
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
70
29. INSTRUMENTE FINANCIARE – Valori juste și gestionarea riscurilor (continuare)
O depreciere cu 5% a leului românesc (RON) față de toate celelalte valute la 31 decembrie ar fi afectat profitul înainte de
impozitare cu sumele prezentate mai jos. Această analiză presupune că toate celelalte variabile rămân constante.
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
Creștere/ (diminuare) a
profitului înainte de impozitare
2025 (RON)
2024 (RON)
EUR
(2.562.863)
(4.720.858)
USD
(3.540)
2.380
CHF
130
(126)
Total
(2.566.273)
(4.718.604)
30. ACHIZIȚIA DE FILIALE
În 22 februarie 2023, Societatea a fost declarată caștigătoare a procedurii de vânzare a liniilor de business ABC și platforma
Câlnicel, care erau în proprietatea UCM Reșita SA.
În ianuarie 2024, Societatea a înființat o nouă filială, Uzina de Construcții Mașini Hidroenergetice S.R.L.. prin care a preluat
afacerea de la UCM Resita SA. Obiectul principal de activitate al noii filiale este fabricarea de motoare și turbine (cod CAEN
2811).
În data de 22 ianuarie 2024, Adunarea Generală Extraordinară a Acționarilor (“AGEA”) a aprobat tranzacția și documentele
tranzacției privind preluarea afacerii de la U.C.M. Reșița S.A..Tranzacția a fost finalizată în urma îndeplinirii condițiilor
suspensive, în data de 11 martie 2024. Prețul total pentru transferul dreptului de proprietate asupra afacerii este de
67.879.000 RON.
Grupul a înregistrat costuri aferente achiziției în suma de 1.127.622 RON pentru servicii de due-diligence și onorarii juridice.
Aceste costuri au fost incluse în alte cheltuieli de exploatare.
Tabelul următor prezintă valorile activelor preluate, Grupul nu a preluat datorii.
RON
Imobilizări necorporale
17.575.789
Imobilizări corporale
66.446.177
Stocuri
9.584.942
Valoarea justă a activelor nete identificabile achiziționate
93.606.908
Rezultatul tranzacției este următorul:
RON
Valoarea justă a activelor nete identificabile achiziționate
93.606.908
Contravaloarea transferată
67.879.000
Castig din achizitia filialei
25.727.908
Evaluarea activelor și datoriilor a fost efectuată de un expert evaluator.
Tranzacția a fost contabilizată ca o combinare de întreprinderi, utilizând metoda achiziției, în conformitate cu IFRS 3.
Contraprestația transferată a fost evaluată la valoarea justă, calculată ca valorile juste la data achiziției ale activelor
transferate de Societate și ale datoriilor asumate de Societate față de fostul proprietar al entității achiziționate, precum și
ale participației de capital emise de Grup în schimbul controlului asupra entității achiziționate. Valoarea justă a activelor
și datoriilor a fost determinată cu implicarea unui expert evaluator, rezultând un câștig din achiziție avantajoasă de
25.727.908 RON. Activele identificate achiziționate au fost reprezentate de active necorporale, imobilizări corporale și
stocuri. De asemenea, au fost transferate procesele și angajații entității achiziționate.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
71
31.ANGAJAMENTE
31.1. Angajamente contractuale
Grupul are urmatoarele angajamente contractuale:
31 decembrie 2025
31 decembrie 2024
Achizitii de imobilizari corporale si necorporale
2.516.720.628
1.372.035.019
În 2025, Societatea a semnat contractul pentru realizarea lucrărilor de retehnologizare a CHE Stejaru si staţiilor de pompe
de mare putere Lotru.
În iunie 2024, Hidroelectrica a semnat contractul de realizare a lucrărilor de retehnologizare AHE Vidraru, cu Asocierea
formată din ELECTROMONTAJ (Lider de asociere) și Koncar – Engineering Co. Ltd. for production and services (Croația),
având ca subcontractant pe BUTAN GRUP, ca urmare a finalizarii procedurii de atribuire prin licitație deschisă. Prețul
contractului este de 937.709.185 RON, lucrările urmând sa fie realizate în 84 de luni. conform graficului de execuție.
31.2 Garantii
Grupul a emis garanţii de bun ă executie ȋn sumă de 184.269.318 RON la 31 decembrie 2025 (31 decembrie 2024:
45.350.256 RON) in principal ȋn legătura cu garantarea obliga ţiilor sale de livrare a energiei electrice ș i ȋn legatură cu
obligaţ iile sale de plata legate de tranzacţ iile de cumpărare de energie electrică pe piaţ a pentru ziua urmatoare ș i pe piaţ a
intra-zilnica.
32. DATORII CONTINGENTE
32.1. Litigii. dispute si incertitudini fiscale
Principalele litigii in care este implicat Grupul. cu expunere potentiala de 195.206.600 RON la 31 decembrie 2025 (31
decembrie 2024: 195.206.600 RON). sunt prezentate ca datorii contingente:
a) Litigii cu autoritățile fiscale
Expunere potentiala: 63.612.328 RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroelectrica
Dosar nr. 638/2/2024 si Dosar nr. 1962/2/2024
Obiectul dosarului: Anularea Deciziei de impunere nr. A-DAF 6890/11.05.2023
In anul 2022, taxa pentru producatorii de energie electrica a fost subiectul unor frecvente modificari in ceea ce priveste
modul de calcul. Ultima modificare a fost instituita prin Legea nr. 357/2022. care a fost publicata la 16 decembrie 2022.
Societatea a aplicat prevederile legii incepand cu 16 decembrie 2022.
Dupa cum este mentionat in Nota 13 D, Grupul a facut obiectul unor controale fiscale privind taxa pentru producatorii de
energie electrica de catre Directia Generala Antifrauda Fiscala a ANAF. Conform procesului verbal intocmit in data de 11
aprilie 2023, organele fiscale au aplicat modificarile introduse de lege retroactiv incepand cu 1 septembrie 2022 și, prin
urmare, au calculat impozit suplimentar in valoare de 62.052.115 RON.
In data de 28 aprilie 2023 Societatea a primit o decizie de impunere pentru suma de 62.052.115 RON. Grupul a contestat
Decizia de impunere. aceasta contestatie fiind respinsa de catre Directia Generala de Solutionare a Contestatiilor din cadrul
Ministerului Finantelor.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
72
32. DATORII CONTINGENTE (continuare)
Societatea a argumentat prin cererea de chemare in judecata ca modificarile succesive ale actelor normative cu privire la
metodologia de calcul a taxei pentru producatorii de energie electrica nu pot avea aplicabilitate decat pentru viitor.
incepand cu data publicarii modificarii actelor normative si nu retroactiv. asa cum au considerat autoritatile fiscale.
Ȋn data de 17 decembrie 2024 instanta a pronuntat o hotarare favorabila Hidroelectrica prin care a anulat decizia de
solutionare a contestatiei si decizia de impunere si a dispus restituirea catre reclamanta a sumei de 62.052.115 lei. Dosarul
va putea face obiectul unui recurs odată ce hotărârea Curții de Apel va fi redactată și comunicată.
ANAF a promovat recurs impotriva Sentintei Curtii de Apel Bucuresti, dosarul 638/2/2024 fiind inaintat spre solutionare
Inaltei Curti de Casatie si Justitie, primul termen in recurs fiind fixat pentru data de 13.05.2026.
În data de 7 august 2023 Societatea a primit o decizie referitoare la obligații-accesorii în sumă de 1.560.213 RON în
conformitate cu Decizia de impunere menționată anterior. Grupul a contestat și această decizie, constituindu-se dosarul
nr. 1962/2/2024, pe rolul Tribunalului Bucuresti. Acesta este suspendat pana la solutionarea definitiva a dosarului
nr.638/2/2024. In raport cu hotararea pronuntata in Dosarul 638/2/2024, Grupul apreciaza ca si litigiul care face obiectul
Dosarului 1962/2/2024 va fi solutionat favorabil.
b) Litigiu cu Hidroconstructia SA
Expunere potențială: 98.762.431 RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroconstructia SA
Dosar nr: 12257/3/2022
Obiectul dosarului: Rezilierea Contractului nr. 672/1989 privind Amenajarea hidroenergetica complexa a raului Olt pe
sectorul Fagaras-Hoghiz; daune-interese.
Hidroconstructia SA a formulat pretentii în suma de 98.762.431 RON constând din profituri nerealizate ca urmare a
suspendării de către Hidroelectrica a lucrărilor de construcții aferente proiectului de investiții Făgăraș Hoghiz. De
asemenea. Hidroconstructia a solicitat instantei sa dispuna rezilierea contractului aferent.
În ianuarie 2023, instanta a pronuntat o hotarare în favoarea Societății, prin care a respins pretențiile Hidroconstructia.
Această hotărâre a fost contestată de Hidroconstructia SA.
La data de 12 octombrie 2023, Instanta de Apel a anulat sentin ţa primei instan ţ e și a dispus judecare pe fond a cauzei. La
data de 3 iulie 2025, instanța a admis, în parte, cererea de chemare în judecată, dispunând rezilierea contractului și a
respins celelalte capete de cerere ca neîntemeiate. Dosarul va putea face obiectul unui recurs odată ce hotărârea instanței
va fi redactată și comunicată.
Hidroconstructia a formulat recurs impotriva hotararii sus-mentionate, dosarul fiind inaintat spre solutionare Inaltei Curti
de Casatie si Justitie, in cauza nefiind inca fixat primul termen de judecata.
În baza analizei juridice asupra pretențiilor formulate de către Hidroconstrucția, Conducerea consideră cererea de
chemare în judecată neîntemeiată in ceea ce priveste daunele-interese care au fost pretinse de reclamanta. Pe baza
aspectelor prezentate, Co nducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea Grupului sub aspectul pretentiilor
pecuniare (daunele-interese solicitate) și, în consecință, nu este probabilă o ieșire de resurse.
c) Litigiu cu Hidroconstructia SA
Expunere potențială: 32.831.841 RON la 31 decembrie 2025 si 31 decembrie 2024
Reclamant: Hidroconstructia SA
Dosar nr: 44443/3/2016, în prezent dosar nr. 11314/3/2021
Obiectul dosarului: Pretentii - contravaloarea costurilor generate de sistarea lucrărilor de construcţie aferente unor
proiecte de investiţii in curs de execu ţ ie
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
73
32. DATORII CONTINGENTE (continuare)
Hidroconstructia SA pretinde recuperarea costurilor generate de suspendarea lucrărilor de construcții efectuate inaintea
intrarii in insolventa a Hidroelectrica. Grupul susține că astfel de pretentii nu au temei. având în vedere procesul de
insolvență al Hidrolectrica și faptul că reclamanta și-a pierdut dreptul la pretentii. deoarece nu le-a înregistrat în tabelul
creditorilor.
În martie 2018, prima instanță a respins pretentiile Hidroconstructia SA. Această hotărâre a fost contestată de
Hidroconstructia SA. Grupul a contestat, de asemenea, hotărârea, deoarece prevedea taxe administrative in sarcina
Hidroelectrica.
În aprilie 2019, Curtea de Apel a trimis cauza primei instanțe pentru rejudecare. Litigiul a fost redeschis de prima instanță
(dosarul nr. 11314/3/2021).
În aprilie 2022, instanța a dispus intocmirea unui raport de expertiză în construcții hidrotehnice și a unui raport de expertiză
contabilă de către experti independenti. Ȋn cauza a fost ȋntocmit raportul de expertiza in specialitatea constructii
hidrotehnice, ambele parti formuland obiectiuni fata de continutul acestuia. Instanta a admis in parte obiectiunile
formulate de parti, urmatorul termen de judecata, acordat pentru ca expertul sa raspunda obiectiunilor incuviintate,
precum si fata de lipsa raportului de expertiza contabila, fiind stabilit pentru data de 17.06.2026.
Pe baza hotărârii initiale a primei instantei, conducerea estimează că litigiul va fi soluționat în favoarea Grupului și, în
consecință, nu este probabilă o ieșire de resurse.
32.2. Cadrul legislativ fiscal
Controalele fiscale sunt frecvente în România. constând din verificări amănunțite ale registrelor contabile ale
contribuabililor. Astfel de controale au loc uneori dupa luni sau chiar ani de la stabilirea datoriilor fiscale. În consecință,
societatile ar putea datora impozite și amenzi semnificative. În plus, legislația fiscală este supusă unor modificări frecvente,
iar autoritățile manifestă de multe ori inconsecvențe în interpretarea legislatiei.
Declarațiile fiscale pot face obiectul revizuirii și corectiilor de catre autoritățile fiscale, în general pentru o perioadă de
cinci ani după ce au fost depuse la autoritățile fiscale.
Autoritățile fiscale române au efectuat controale fiscale cu privire la impozitul pe profit si taxa pe valoare adaugata ale
Hidroelectrica până la 20 iunie 2012, iar cu privire la impozitul pe profit si taxa pe valoare adaugata ale Hidroserv până la
31 decembrie 2014.
Conducerea consideră că au fost recunoscute rezerve adecvate în situațiile financiare consolidate pentru toate datoriile
fiscale semnificative; cu toate acestea, persistă riscul ca autoritățile fiscale să aibă poziții diferite. acesta reprezentand un
risc normal al mediului contabil/fiscal din România .
În anul 2025, Compania a fost notificată de autoritățile fiscale cu privire la inițierea unei inspecții fiscale generale pent ru
perioada 2019-2024, care acoperă toate taxele și impozitele datorate bugetului de stat central. Inspecția se află în prezent
în stadiul preliminar – stabilirea domeniului de aplicare și solicitări de informații.
32.3. Obligatii de dezafectare
Dupa cum este descris in Nota 5 a4), Grupul a identificat obligatii de dezafectare in legatura cu facilitatile sale
hidroenergetice. Conducerea estimează că. exceptand activele abandonate sau trecute in post-utilizare în urma deciziilor
conducerii și cu excepția parcului eolian, pentru care sunt recunoscute provizioane de dezafectare (a se vedea Notele 22
si 29), apariția unor evenimente care ar necesita abandonarea sau trecerea in post-utilizare a altor active din domeniul
public sau a hidrocentralor deținute de Grup până la sfârșitul contractului de concesiune (28 de ani de la 31 decembrie
2025) este improbabilă, având în vedere durata de viață utilă indelungată a barajelor, care poate fi extinsă semnificativ
peste 100 de ani prin mentenanta și modernizari.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
74
33.PARTI AFILIATE
a) Entitatea care controleaza in ultima instanta
Entitatea care controleaza in ultima instanta este statul român, reprezentat de Ministerul Energiei, cu o participație de
80.0561%.
b) Tranzactii cu personalul-cheie din conducere
Personalul-cheie din conducere include membrii Directoratului si ai Consiliului de Supraveghere.
Remuneratia Directoratului
2025
2024
Cheltuieli recunoscute in cursul anului
Componenta fixa
14.500.376
3.944.881
Componenta variabila
4.734.000
7.889.760
Reversarea excedentului recunoscut in anul precedent
(7.889.760)
-
Total
11.344.616
11.834.641
Plati efectuate in cursul anului
2025
2024
Componenta fixa
14.500.376
3.944.881
Componenta variabila (aferenta anului precedent)
7.855.045
-
Total
22.355.421
3.944.881
Directoratul este format din 5 membri numiți pe o perioada de 4 ani.
Remuneratia directorilor executivi constă in: o indemnizatie fixa lunara care nu poate depasi de cinci ori media salariul
mediu brut lunar pe ultimele 12 luni (începând cu luna decembrie 2025) inainte de numire publicat de Institutul Național
de Statistică (INS) pentru codul de activitate al Societății (CAEN) conform clasificării activităților din economia națională, și
o componentă variabilă calculată pe baza indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari, negociati și aprobati de
adunarea generală a acționarilor.
În anul 2024, Adunarea Generală a Acționarilor a aprobat componenta variabilă anuală pentru membrii Directoratului,
aceasta fiind limitată la 24 indemnizații brute lunare. Suma maximă anuală a componentei variabile pentru toți membrii
Directoratului este 7.889.760 RON.
Conform deciziei Consiliului de Supraveghere, adoptată în interesul companiei și al tuturor acționarilor, având în vedere
obligațiile care decurg din Jalonul 121 (PNRR), contextul instituit prin Decizia Comisiei Europene C(2025) 3490/28.05.2025,
precum și statutul Hidroelectrica de emitent listat pe o piață reglementată, două dintre contractele de mandat au încetat
prin acordul părților în luna septembrie 2025. Astfel, suma maximă a componentei variabile aferente anului 2025 s-a
diminuat la 4.734 mii RON. În urma încetării, prin acordul părților, a celor două contracte de mandat, au fost stabilite
compensații în valoare totală de 3.156 mii RON.
In data de 28 iulie 2025, Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor a aprobat noii indicatori-cheie de performanta
financiari si nefinanciari rezultati din Planul de Administrare al Societatii.
La data de 14 decembrie 2025, Adunarea Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat salariul lunar fix la de cinci ori salariul
mediu brut lunar calculat conform celor descrise mai sus, în conformitate cu prevederile Legii 109/2011. În plus, Adunarea
Generală Ordinară a Acționarilor a aprobat indicatorii de performanță financiari și nefinanciari revizuiți.
Grupul nu are obligații contractuale privind pensii pentru foștii directori.
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
75
33. PĂRȚI AFILIATE (continuare)
Remunera ţ ia Consiliului de Supraveghere
2025
2024
Cheltuieli recunoscute in cursul anului
Componenta fixa
3.804.663
1.779.434
Componenta variabila
991.000
1.776.816
Reversarea excedentului recunoscut in anul precedent
(1.776.816)
-
Total
3.018.847
3.556.250
Plati efectuate in cursul anului
2025
2024
Componenta fixa
3.804.663
1.779.434
Componenta variabila (aferenta anului precedent)
1.725.917
-
Total
5.530.580
1.779.434
Consiliul de Supraveghere este format din 7 membri numiti pe o perioada de 4 ani.
Remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere a fost aprobată prin hotărâri ale acționarilor în anii 202 4 și 202 5.
Conform acestor hotărâri, remunerația membrilor Consiliului de Supraveghere consta într-o indemnizație fixă lunară brută,
egală cu de 2 ori media pe ultimele 12 luni a câştigului salarial mediu brut lunar pentru activitatea desfăşurată conform
obiectului principal de activitate înregistrat de Societate (cod CAEN 3511), la nivel de clasă conform clasificaţiei activităţilor
din economia națională, comunicat de Institutul Național de Statistică anterior numirii și o componenta variabilă a
remuneraţiei, calculată pe baza indicatorilor de performanță financiari și nefinanciari, negociați și aprobați de Adunarea
Generala a Acționarilor
În anul 2024, Adunarea Generala a Acționarilor a aprobat componenta variabilă anuală pentru membrii Consiliului de
Supraveghere, aceasta fiind limitată la de 12 ori indemnizația fixă lunară. Suma maximă anuală a componentei variabile
pentru toți membrii Consiliului de Supraveghere este 1.776.816 RON.
Ȋn data de 28 iulie 2025, Adunarea Generala Ordinara a Actionarilor a aprobat noii indicatori-cheie de performanta
financiari si nefinanciari rezultati din Planul de Administrare al Societatii.
Nu au fost acordate imprumuturi membrilor Consiliului de Supraveghere si ai Directoratului in 2025 si 2024.
Nu au fost acordate/primite garantii catre/de la membrii Consiliului de Supraveghere sau ai Directoratului.
c) Tranzactii cu alte societati in care Statul detine control sau influenta semnificativa
În cursul normal al activității. Grupul are tranzacții cu alte entități în care statul detine control sau influență semnificativă.
referitoare în principal la apa uzinata. achiziția de energie electrică. servicii de transport și de sistem și vânzare de energie
electrică. după cum urmează:
Furnizor
Achizitii (fara TVA)
2025
Datorii(inclusiv TVA) 31
decembrie 2025
Administratia Nationala Apele Romane
430.067.386
98.226.116
Transelectrica (operatorul sistemului de energie electrica din
Romania)
680.444.435
152.172.688
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din Romania)
267.197.352
683.322
Distributie Energie Electrica Romania
450.831.752
45.447.696
Altii
390.778.377
64.513.817
Total
2.219.319.304
361.043.638
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
76
33. PĂRȚI AFILIATE (continuare)
Furnizor
Achizitii (fara TVA)
2024
Datorii(inclusiv TVA) 31
decembrie 2024
Administratia Nationala Apele Romane
502.738.592
69.380.977
Transelectrica (operatorul sistemului de energie electrica din
Romania)
1.038.930.925
107.498.150
OPCOM (operatorul pietei de energie electrica din Romania)
22.477.937
149.975
Distributie Energie Electrica Romania
293.620.301
59.656.673
Altii
50.688.376
1.062.056
Total
1.908.456.132
237.747.831
Client
Vanzari
(fara TVA)
Creante.
valoare bruta
(inclusiv TVA)
Pierdere din
depreciere
Creante.
valoare neta
(inclusiv TVA)
2025
31 decembrie 2025
Transelectrica (operatorul sistemului de
energie electrica din Romania)
739.636.134
90.230.212
-
90.230.212
OPCOM (operatorul pietei de energie
electrica din Romania)
686.612.232
427.824
-
427.824
Electrica Furnizare
302.853.622
25.784.774
-
25.784.774
Rompetrol Rafinare
238.367.320
32.177.509
-
32.177.509
Compania Municipala Termoenergetica
686.612.232
427.824
-
427.824
Altii
238.367.320
32.177.509
-
32.177.509
Total
2.514.609.980
335.020.679
(27.692.485)
307.328.194
Client
Vanzari
(fara TVA)
Creante.
valoare bruta
(inclusiv TVA)
Pierdere din
depreciere
Creante.
valoare neta
(inclusiv TVA)
2024
31 decembrie 2024
Transelectrica (operatorul sistemului de
energie electrica din Romania)
1.946.833.917
192.449.261
-
192.449.261
OPCOM (operatorul pietei de energie
electrica din Romania)
2.704.049.345
73.489.057
-
73.489.057
Electrica Furnizare
163.692.478
5.922.604
-
5.922.604
Rompetrol Rafinare
206.461.816
64.460.701
-
64.460.701
S.N.G.N Romgaz SA
52.005.110
5.610.318
-
5.610.318
Raja SA
14.860.611
5.131.515
-
5.131.515
SN Radiocomunicatii SA
19.107.560
116.121
-
116.121
Compania Municipala Termoenergetica
36.712.580
6.213.128
-
6.213.128
Engie Romania
8.163.600
-
-
-
Altii
192.014.921
152.796.357
(34.085.240)
118.711.117
Total
5.343.901.939
506.189.061
(34.085.240)
472.103.821
S.P.E.E.H. HIDROELECTRICA S.A. Societate administrata in sistem dualist
NOTE EXPLICATIVE LA SITUATIILE FINANCIARE CONSOLIDATE
PENTRU ANUL INCHEIAT LA 31 DECEMBRIE 2025
(Toate sumele sunt exprimate in RON, daca nu este indicat altfel)
77
33. PĂRȚI AFILIATE (continuare)
Alti clienti includ in principal institutii publice, autoritati locale si institutii de invatamant publice catre care Grupul a
furnizat energie electrica in 2025 si 2024.
Solduri
Banca
Conturi curente
Depozite bancare
Conturi curente
Depozite bancare
2025
2024
Exim Bank (Banca
Romaneasca)
120.779.000
1.167.145.000
605.000
1.573.286.000
CEC Bank
19.260.000
100.373.000
38.973.000
882.191.000
Total
140.039.000
1.267.518.000
39.578.000
2.455.477.000
Tranzactii
Banca
Depozite bancare
constituite
Venituri din
dobanzi
Depozite bancare
constituite
Venituri din
dobanzi
2025
2024
Exim Bank (Banca
Romaneasca)
6.008.500.000
89.879.000
6.435.000.000
91.193.000
CEC Bank
250.000.000
7.210.000
3.079.832.000
54.005.000
Total
6.258.500.000
97.089.000
9.514.832.000
145.198.000
34.EVENIMENTE ULTERIOARE
La sfârșitul lunii februarie 2026, a avut loc un eveniment geopolitic semnificativ în Orientul Mijlociu, care a dus la crește rea
tensiunilor regionale și la incertitudine. Ca urmare a creșterii tensiunilor geopolitice, începând cu februarie 2026, s-a
înregistrat o creștere semnificativă a volatilității piețelor, precum și fluctuații ale prețurilor la energie, petrol și gaze. In
acest context, sunt asteptate cresteri inflationiste si perturbări în lanțurile globale de aprovizionare, precum și o încetin ire
a creșterii economice.
Grupul nu are expuneri directe către părți afiliate și/sau clienți sau furnizori cheie ori bănci din regiunea afectată.
Bogdan-Nicolae BADEA
Radu Ioan CONSTANTIN
Ianăș RĂDOI
Președinte Directorat
Membru Directorat
Membru Directorat
Petronel CHIRIAC
Director Direcţie Financiara
Marian FETIŢA
Manager Departement Contabilitate