OPERATORUL SISTEMULUI NAIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE DIN

OPERATORUL SISTEMULUI NAŢIONAL DE TRANSPORT GAZE NATURALE DIN ROM NIA 1 PREZENTAREA SITUAŢIILOR FINANCIARE PRELIMINATE, NEAUDITATE PE ANUL 2013 ÎNTOCMITE ÎN CONFORMITATE CU IFRS - UE

Cuprins 2 1. Rezultatul global la 31. 12. 2013 2. Poziţia financiară la 31. 12. 2013 3. Factori de influenţă ai rezultatului global 4. Cheltuieli pentru investiţii realizate în anul 2013 5. Indicatori economico-financiari la 31. 12. 2013 6. Acţionariat 7. Indicatori bursieri 8. Management

1. Rezultatul global la 31. 12. 2013 3 REZULTATUL GLOBAL -LEI Venituri din activitatea de transport intern gaze naturale Venituri din activitatea de transport international gaze naturale Alte venituri Venituri din exploatare Amortizare Indemnizaţii, salarii şi alte cheltuieli de natură salarială Consum tehnologic, materiale şi consumabile utilizate Cheltuieli cu redevenţe Întreţinere şi transport Alte beneficii acordate angajaţilor Impozite şi alte sume datorate statului Cheltuieli cu provizionul pentru beneficiile angajatilor Cheltuieli cu provizionul pentru riscuri si cheltuieli Alte cheltuieli de exploatare Total cheltuieli de exploatare Profit din exploatare Venituri financiare Cheltuieli financiare Rezultat financiar, net Profit înainte de impozitare Cheltuiala cu impozitul pe profit Profit net aferent perioadei şi rezultat global total aferent perioadei Rezultatul pe acţiune, de bază şi diluat ( exprimat în lei/actiune) 31. 12. 2013 1, 210, 480, 230 268, 537, 107 37, 440, 227 1, 516, 457, 564 (180, 894, 433) (292, 079, 720) (121, 422, 078) (147, 901, 734) (71, 644, 490) (54, 912, 669) (54, 342, 445) (1, 691, 969) (8, 609, 654) (54, 318, 441) (987, 817, 633) 528, 639, 931 40, 777, 695 (141, 597, 037) (100, 819, 342) 427, 820, 589 (90, 954, 790) 336, 865, 799 28. 61 31. 12. 2012 MODIFICARI absolute relative 1, 052, 112, 211 158, 368, 019 15. 05% 275, 875, 022 -7, 337, 915 -2. 66% 37, 382, 118 58, 109 0. 16% 1, 365, 369, 351 151, 088, 213 11. 07% (164, 539, 650) (16, 354, 783) 9. 94% (284, 268, 737) (7, 810, 983) 2. 75% (145, 183, 283) 23, 761, 205 -16. 37% (132, 798, 723) (15, 103, 011) 11. 37% (111, 307, 785) 39, 663, 295 -35. 63% (51, 479, 308) (3, 433, 361) 6. 67% (15, 531, 417) (38, 811, 028) 249. 89% (30, 767, 646) 29, 075, 677 -94. 50% (5, 100, 602) (3, 509, 052) 68. 80% (59, 471, 143) 5, 152, 702 -8. 66% (1, 000, 448, 294) 12, 630, 661 -1. 26% 364, 921, 057 163, 718, 874 44. 86% 54, 789, 614 (14, 011, 919) -25. 57% (26, 795, 040) (114, 801, 997) 428. 44% 27, 994, 574 (128, 813, 916) -460. 14% 392, 915, 631 34, 904, 958 8. 88% (63, 610, 388) (27, 344, 402) 42. 99% 329, 305, 243 7, 560, 556 2. 30% 27. 97 0. 64 2. 30%

2. Poziţia financiară la 31. 12. 2013 4 POZITIA FINANCIARA ACTIV Active imobilizate Imobilizări necorporale Imobilizări corporale Active financiare disponibile pentru vanzare Active circulante Stocuri Creanţe comerciale şi alte creanţe Numerar şi echivalent de numerar TOTAL ACTIV CAPITALURI PROPRII ŞI DATORII Capitaluri proprii Capital social Ajustări ale capitalului social la hiperinflaţie Primă de emisiune Alte rezerve Rezultatul reportat Datorii pe termen lung Împrumuturi pe termen lung Provizion pentru beneficiile angajaţilor Venituri înregistrate în avans Impozit amânat de plată Datorii curente Datorii comerciale şi alte datorii Provizion pentru riscuri şi cheltuieli Impozit curent de plată Împrumuturi pe termen scurt Total datorii Total capitaluri proprii şi datorii 31. 12. 2013 31. 12. 2012 MODIFICĂRI absolute relative 2, 532, 641, 542 697, 217, 545 5, 953, 263 3, 235, 812, 350 33, 526, 925 401, 261, 834 267, 261, 147 702, 049, 906 2, 495, 791, 792 742, 427, 911 105, 356, 906 3, 343, 576, 609 35, 827, 551 347, 781, 745 178, 637, 942 562, 247, 238 36, 849, 750 -45, 210, 366 -99, 403, 643 -107, 764, 259 -2, 300, 626 53, 480, 089 88, 623, 205 139, 802, 668 1. 48% -6. 09% -94. 35% -3. 22% -6. 42% 15. 38% 49. 61% 24. 86% 3, 937, 862, 256 117, 738, 440 3, 905, 823, 847 117, 738, 440 32, 038, 409 0 0. 82% 441, 418, 396 247, 478, 865 1, 265, 796, 861 1, 001, 344, 420 3, 073, 776, 982 24, 000 64, 005, 778 370, 180, 329 85, 283, 060 543, 469, 168 262, 081, 029 27, 200, 907 7, 334, 168 24, 000 441, 418, 396 247, 478, 865 1, 265, 796, 861 915, 143, 887 2, 987, 576, 449 48, 000 62, 313, 809 362, 261, 072 90, 372, 543 562, 947, 424 255, 368, 831 18, 591, 252 57, 339, 891 24, 000 0 0 0 86, 200, 533 -24, 000 1, 691, 969 7, 919, 257 -5, 089, 483 -19, 478, 256 6, 712, 198 8, 609, 655 -50, 005, 723 0 9. 42% 2. 89% -50. 00% 2. 72% 2. 19% -5. 63% -3. 46% 2. 63% 46. 31% -87. 21% 320, 616, 106 864, 085, 274 3, 937, 862, 256 355, 299, 974 918, 247, 398 3, 905, 823, 847 -34, 683, 868 -54, 162, 124 32, 038, 409 -9. 76% -5. 90% 0. 82%

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (1) 5 Crestere de venituri in 2013 faţă de 2012

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (2) Economiile determină scăderea cheltuielilor de exploatare in 2013 (mii lei) 6

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (3) Cresterea tarifelor nu a compensat influenta provizionului Nabucco 7

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (4) Influenţa cheltuielilor cu provizionul pentru Nabucco (lei) 8 Profit inainte de impozitare fara provizion Nabucco Cheltuieli cu provizion Nabucco Profit inainte de impozitare cu provizion Nabucco Impozit pe profit Profit net aferent perioadei 538, 491, 721 110, 671, 172 427, 820, 549 90, 954, 790 336, 865, 759

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (5) 9 13. 70 14. 94 15. 48 14. 74 11. 26 12. 27 12. 82 12. 31 0. 16 0. 24 0. 28 Gaze vehiculate -mld. mc Gaze transportate - mld. mc 2013 2012 2011 2010 Consum tehnologic -mld. mc

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (6) Consideraţii generale 10 Veniturile Transgaz se realizeazǎ din desfăşurarea următoarelor activităti: Activitatea de transport al gazelor naturale care, datoritǎ caracterului de monopol, este reglementată de cǎtre Autoritatea Nationalǎ de Reglementare în domeniul Energiei. §Veniturile obtinute din activitatea de transport sunt reglementate prin Ordinul ANRE nr. 22/2012 de aprobare a Metodologiei pentru aprobarea preturilor si stabilirea tarifelor reglementate în sectorul gazelor naturale, cu modificările si completările ulterioare. §În conformitate cu metodologia mentionatǎ se determinǎ venitul total reglementat al activitǎtii de transport care stǎ la baza stabilirii tarifelor reglementate pentru transportul gazelor naturale, prin raportarea acestuia la capacitǎtile rezervate, respectiv la volumele de gaze transportate. În structura venitului total reglementat sunt incluse urmǎtoarele elemente: ü costurile operationale recunoscute de autoritate (materiale, energie si apǎ, consum tehnologic, salarii, întretinere si reparatii si altele); ü amortizarea reglementatǎ a activelor aferente activitǎtii de transport; ü costurile preluate direct, costuri aflate în afara controlului operatorului (redeventa pentru concesionarea SNT, taxa pentru licenta de transport, contributii aferente fondului de salarii, alte impozite si taxe); ü profitul reglementat determinat prin aplicarea ratei reglementate a rentabilitǎtii capitalului la valoarea activelor reglementate utilizate pentru desfǎsurarea activitǎtii de transport. Activitatea de transport international al gazelor naturale care este tot o activitate de transport gaze dar, deoarece se desfăsoarǎ prin conducte de transport dedicate (conducte care nu sunt interconectate cu sistemul national de transport), nu este activitate reglementată, iar tarifele aferente se stabilesc pe baze comerciale prin negocieri între părti. § Fundamentarea venitului reglementat se face pe perioade de reglementare de 5 ani (perioada prezentǎ este 1 iulie 2012 -30 iunie 2017), iar în cadrul perioadei de reglementare, anual, se realizeazǎ ajustarea venitului reglementat functie de indicele anual al inflatiei diminuat cu factorul de crestere a eficientei economice, valoarea mijloacelor fixe puse în functiune (prin amortizarea reglementatǎ aferentǎ si respectiv profitul reglementat aferent) si de realizarea sau nerealizarea venitului reglementat aprobat aferent anului gazier anterior, astfel: ü în situatia în care în anul anterior s-a obtinut un venit reglementat mai mare decât cel aprobat diferenta se scade din venitul reglementat al anului urmǎtor; ü în situatia în care în anul anterior s-a obtinut un venit reglementat mai mic decât cel aprobat diferenta se adaugǎ la venitul reglementat al anului urmǎtor. Ca urmare a reglementǎrii activitǎtii de transport conform metodologiei mentionate mai sus, veniturile obtinute din activitatea de transport acoperǎ cheltuielile generate de aceasta si dau posibilitatea obtinerii unui profit reglementat limitat la 7, 72% din valoarea capitalului investit în aceastǎ activitate, respectiv 9, 12% pentru investitiile puse în functiune după 1 iulie 2012, conform Ordinului ANRE nr. 23/11. 06. 2012. Veniturile totale societătii sunt completate si de venituri din alte activitǎti cu o pondere scăzută în cifra de afaceri, cum sunt vânzǎri de active, chirii, redevente, precum si de veniturile financiare din dobânzi si din diferente de curs valutar.

Diagrama metodologiei de tip venit plafon (Primul an al perioadei de reglementare) 11 Baza de active reglementate Profitul reglementat Tariful pentru rezervarea de capacitate + × Rata reglementată a rentabilităţii Capacitatea rezervata estimata × Cantitatea transportată estimată Amortizarea pentru baza de active reglementată + + Venituri totale permise Cheltuieli operaţionale Componenta volumetrică a tarifului de transport + Redevenţe × Costuri preluate direct + Impozite pe salarii şi alte impozite Ajustări efectuate în următorii ani (anii 2 – 5 din perioada de reglementare) Veniturile reglementate pentru anul t-1 Veniturile totale reglementate pentru anul t + × 1 + Inflaţie– Factorul de eficienţă Tariful pentru rezervarea de capacitate Profitul aferent noilor investiţii + Amortizarea noilor investiţii + Venituri nerealizate + Costuri preluate direct × Capacitate rezervată estimată × Cantitatea transportată estimată + Venituri totale permise Componenta volumetrică a tarifului de transport

Principalele modificări de metodologie în a treia perioadă de reglementare (1 iulie 2012 – 30 iunie 2017) 12 Ajustări de metodologie… …Cu un impact pozitiv § Risc redus de acumulare a veniturilor nerealizate § Componenta de rezervare creşte de la 6% până la aproximativ 35% din venitul reglementat total. § Management stimulat să realizeze şi să menţină creşterea eficienţei. § Creşterea de eficienţă obţinută în acest an – reţinută de către operator pentru cinci ani § Posibilitatea recuperării în perioada actuală de reglementare a veniturilor nerealizate în perioada de reglementare anterioară. § Veniturile nerealizate în cea de-a doua perioadă de reglementare reduse de creşterea eficienţei. Urmează a fi recuperată în a 3 a perioadă de reglementare. § Rata rentabilităţii pentru cea de-a treia perioadă de reglementare a scăzut de la 7, 88% la 7, 72% § Investiţii noi – profituri mari, mai uşor de finanţat § Rata rentabilităţii pentru noile investiţii a crescut de la 7, 88% la 9, 12%

3. Factori de influenţă ai rezultatului global (6) 13 Veniturile totale preliminate cresc cu 10% fată de realizările anului 2012, înregistrânduse o depăsire de 137. 078 mii lei. Veniturile au fost influentate în principal de următorii factori: § tariful de rezervare capacitate mai mare fată de anul 2012 cu 0, 812 lei/MWh, cu o influentă pozitivă de 253. 026 mii lei; § cantitatea de gaze transportate mai mică cu 10. 725. 281 MWh/1. 014. 634 mii mc (8%), cu o influentă negativă de 80. 440 mii lei; § componenta volumetrică a tarifului de transport mai mică 0, 076 lei/MWh, cu o influentă negativă de 9. 159 mii lei; § veniturile din serviciile de transport international gaze naturale mai mici fată de anul 2012 cu 7. 338 mii lei, din cauza unui curs mediu de schimb lei/EURO, respectiv lei/USD, mai mic decât cel realizat în anul 2012; § veniturile financiare cu o influentă negativă de 14. 011 mii lei pe seama diminuării depozitelor bancare ale societătii. Influenţe în raport cu realizările anului 2012 Cheltuielile de exploatare sunt mai mici cu 1% fată de anul 2012, respectiv cu 12. 630 mii lei. S-au înregistrat economii de 96. 050 mii lei, în principal, la următoarele elemente de cheltuieli: § consum si pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 23. 425 mii lei, datorită a doi factori: ü cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică fată de anul 2012 cu 879. 325 MWh/79. 082 mii mc (35%), cu o influentă favorabilă de 41. 144 mii lei; ü pretul mediu de achizitie estimat pe anul 2013 mai mare fată anul 2012 cu 10, 659 lei/MWh, cu o influentă negativă de 17. 719 mii lei; § lucrări si servicii executate de terti: 38. 051 mii lei; § alte cheltuieli de exploatare: 32. 876 mii lei pe seama cheltuielilor cu provizioanele mai mari în anul 2012. S-au înregistrat depăsiri de 83. 420 mii lei, din care mentionăm următoarele elemente de cheltuieli: § impozit monopol: 40. 121 mii lei; § amortizarea mijloacelor fixe: 16. 354 mii lei; § cheltuieli cu personalul: 11. 244 mii lei; § redeventa pentru concesionarea SNT: 15. 103 mii lei. Cheltuielile financiare au înregistrat o depăsire de 114. 802 mii lei pe seama provizionului pentru deprecierea activelor financiare (în valoare de 110. 671 mii lei) reprezentând contributia Transgaz la capitalul social al Nabucco Gas Pipeline International Gmb. H, consecintă a neselectării proiectului Nabucco Vest ca rută de transport a gazelor naturale. Cheltuielile totale preliminate cresc cu 10% fată de anul 2012, nivelul acestora fiind cu 102. 172 mii lei mare. Comparativ cu realizările la 31 decembrie 2012 profitul brut preliminat pe anul 2013 este mai mare cu 9%, respectiv cu 34. 906 mii lei.

3. Factori de influenţă ai rezultatului global(7) 14 Veniturile totale preliminate sunt mai mici cu 3% fată de prevederile BVC, înregistrându-se o scădere de 50. 285 mii lei. Veniturile au fost influentate de următorii factori: § Serviciile de transport gaze care au înregistrat o scădere de 37. 566 mii lei, din cauza: ü tarifului de rezervare capacitate mai mare fată de cel planificat cu 0, 813 lei/MWh/oră, cu o influentă pozitivă de 253. 026 mii lei; ü cantitătii de gaze transportate mai mică fată de cea planificată cu 24. 444. 035 MWh/2. 334. 477 mii mc (17%) cu o influentă negativă de 199. 252 mii lei; ü tarifului volumetric de transport mai mic fată de cel planificat cu 0, 728 lei/MWh, cu o influentă negativă de 87. 152 mii lei. Mentionăm că, odată cu aprobarea de către ANRE de noi tarife de transport începând cu 1 aprilie 2013, ponderea cheltuielilor fixe în venitul total a crescut de la 6% la 35% si ca urmare a crescut componenta de rezervare a capacitătii a tarifului de transport, respectiv a scăzut componenta volumetrică. Veniturile din serviciile de transport international gaze naturale înregistrează o scădere de 10. 525 mii lei din cauza unui curs mediu de schimb lei/EURO respectiv lei/USD mai mic decât cel prognozat. Alte venituri din exploatare înregistrează o diferentă favorabilă de 2. 911 mii lei; Veniturile financiare au înregistrat o scădere fată de nivelul din BVC de 5. 106 mii lei (venituri din dobânzi si diferente de curs) cauzată de nivelul mai scăzut al depozitelor bancare ale societătii fată de cel estimat. Influenţe în raport cu BVC 2013 Cheltuielile de exploatare preliminate sunt mai scăzute cu 20% fată de BVC aprobat, respectiv cu 245. 048 mii lei. S-au înregistrat economii de 257. 303 mii lei, în principal, la următoarele elemente de cheltuieli: § consum si pierderi tehnologice de gaze naturale pe sistemul de transport 88. 316 mii lei, datorită a doi factori: ü cantitatea de gaze naturale destinată consumului tehnologic mai mică fată de program cu 1. 480. 373 MWh/136. 146 mii mc (47%), cu o influentă favorabilă de 86. 586 mii lei; ü pretul mediu de achizitie realizat mai mic fată de cel prevăzut în BVC cu 1, 040 lei/MWh cu o influentă pozitivă de 1. 729 mii lei; § amortizare: 40. 167 mii lei. Diminuarea amortizării a fost determinată de evaluarea imobilizărilor la cost istoric inflatat şi de aplicarea prevederilor IFRIC 12 “Angajamente de concesiune a serviciilor”, ca urmare a aplicării de către Transgaz a Standardelor Internaţionale de Raportare Financiară începând cu anul 2012, în conformitate cu prevederile Ordinului MFP nr. 881/2012 privind aplicarea de către societăţile comerciale căror valori mobiliare sunt admise la tranzacţionare pe o piaţă reglementată a Standardelor Internaţionale de Raportare Financiară ; § lucrări si servicii terti: 84. 206 mii lei; § cheltuieli cu personalul: 20. 363 mii lei; § cheltuieli cu materialele: 16. 644 mii lei; § alte impozite si taxe: 1. 522 mii lei; • impozitul pe monopol: 5. 699 mii lei. S-au înregistrat depăsiri de 12. 254 mii lei la alte cheltuieli de exploatare. Cheltuielile financiare preliminate au depăsit nivelul prevăzut în BVC cu 109. 413 mii lei din cauza constituirii provizionului pentru deprecierea activelor financiare ca urmare a neselectării proiectului Nabucco Vest ca rută de transport a gazelor naturale. Cheltuielile totale preliminate înregistrează o scădere de 11% fată de programul aprobat, nivelul acestora fiind cu 135. 635 mii lei mai mic decât prevederile din BVC. Profitul brut estimat este cu 25% mai mare fată de program, nivelul acestuia fiind cu 85. 350 mii lei superior prevederilor din BVC, iar profitul net cu 24% mai mare, respectiv cu 64. 942 mii lei decât cel programat.

4. Cheltuieli pentru investiţii realizate în anul 2013 15 Mii lei 149, 425 11, 268 21, 291 24, 000 205, 984 lucrări de investiti; participare Transgaz la capitalul Nabucco International instalatii de racordare la SNT realizate în baza regulamentului de acces la SNT aprobat prin HG nr. 1043/2004; rambursări rate la creditele pentru investitii. Chetuieli totale pentru investitii 73% 5% 10% 12% 100% În anul 2013 au fost puse în functiune investitii în valoare de 204. 831 mii lei. lucrări de investiti; 12% 10% participare Transgaz la capitalul Nabucco International 5% 73% instalatii de racordare la SNT realizate în baza regulamentului de acces la SNT aprobat prin HG nr. 1043/2004; rambursări rate la creditele pentru investitii.

5. Indicatori economico-financiari la 31. 12. 2013 16 EBITDA total vânzari EBITDA in capitaluri proprii 2013 47. 97% 23. 08% 2012 +/39. 87% +8. 1% 17. 72% +5. 36% Rata profitului brut Rata rentabilităţii capitalului Lichiditatea curentă Lichiditatea imediată Grad îndatorare Rata acoperire dobanda Viteza rotatie debit clienti - zile 28. 93% 10. 96% 2. 19 2. 09 0. 78% 185. 51 97. 94 29. 59% 11. 02% 1. 58 1. 48 1. 61% 93. 90 104, 94 2. 19 -0. 66% -0. 06% + 0. 61 +0. 61 -0. 83% + 91. 61 -7. 00 2. 09 1. 58 1. 48 Lichiditatea curentă Lichiditatea imediată 2013 2012 47. 97% 39. 87% 28. 93% 29. 59% 23. 08% 17. 72% 10. 96% EBITDA total vânzari EBITDA in capitaluri proprii 2013 Rata profitului brut 2012 11. 02% Rata rentabilităţii capitalului

6. Acţionariat 17 MECMA/MFP/SGG Fondul Proprietatea Free float din care: Persoane fizice Persoane Juridice Ianuarie 2008 75. 0123% 14. 9876% 9. 9999% 6. 2016% 3. 7983% Ianuarie 2013 73. 5097% 14. 9876% 11. 5025% 5. 0799% 6. 4226% 25 Aprilie 2013 Dec. 2013 dupa vanzarea după SPO de FP a actiunilor TGN 58. 5097% 14. 9876% 0. 0000% 26. 5027% 41. 4903% 6. 9432% 11. 5706% 19. 5595% 29. 9197% 9334 8496 2013 8389 7078 7181 7204 2012 2011 2010 Numar actionari 2009 2008

7. Indicatori bursieri 18 Compania P/E P/BV EV/EBITDA Enagas Spania 11. 76 2. 2 7. 83 SNAM Rete Gas Italia 14. 61 2. 39 9. 71 Fluxys Belgia 27. 78 2. 7 10. 51 Media 18. 05 2. 43 9. 35 Transgaz Romania 6. 87 0. 75 4. 33 Premium /Discount -62% -69% -54% CAGR 7. 2% 3, 296, 676, 320 2, 638, 518, 440 2, 629, 688, 057 2, 181, 104, 601 1, 848, 493, 508 1, 436, 408, 968 486, 343, 479 2013 595, 777, 190 2012 608, 766, 363 2011 Capitalizarea bursiera Lei 769, 388, 611 437, 182, 136 2010 Capitalizarea bursiera Euro 2009 360, 435, 855 2008

8. Management 19 ION STERIAN– Preşedintele Consiliului de Administraţie PETRU ION VĂDUVA – membru al Consiliului de Administraţie – Director General REMUS VULPESCU – membru al Consiliului de Administraţie BOGDAN ILIESCU – membru al Consiliului de Administraţie RADU CERNOV – membru al Consiliului de Administraţie