Autori:

• Andrei Stefanovici, Director, Băncilă, Diaconu și Asociații SPRL, societate de avocați asociată EY România
• Ioana Ilie, Senior Associate, Băncilă, Diaconu și Asociații SPRL, societate de avocați asociată EY România
• Iulian Creangă, Associate, Băncilă, Diaconu și Asociații SPRL, societate de avocați asociată EY România

Domeniul energiei a prezentat un interes ridicat în ultima perioadă, în contextul crizei energetice internaționale, iar modificările rapide ale cadrului legislativ și incertitudinea viitorului îi preocupă deopotrivă pe clienții finali, dar și pe operatorii economici participanți la piața națională de energie. În acest sens, autoritățile naționale și europene încearcă să găsească soluții optime pentru asigurarea în plan economic și social a unui nivel ridicat de protecție a consumatorilor, menținând, în același timp, un mediu echilibrat și previzibil pentru operatorii economici din piață.

La data de 13 decembrie 2022, a fost publicată în Monitorul Oficial al României Legea nr. 357/2022 privind aprobarea Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 119/2022 pentru modificarea și completarea Ordonanței de urgență a Guvernului nr. 27/2022 privind măsurile aplicabile clienților finali din piața de energie electrică și gaze naturale, în perioada 1 aprilie 2022 – 31 martie 2023 („O.U.G. nr. 27/2022”), precum și pentru modificarea și completarea unor acte normative din domeniul energiei („O.U.G. nr. 119/2022”) („Legea”), aceasta intrând în vigoare la data de 16 decembrie 2022.

Legea include o serie de amendamente semnificative la prevederile O.U.G. nr. 119/2022, atât cu privire la plafonarea prețurilor la energie electrică și gazele naturale pentru clienții noncasnici, cât și cu privire la contribuția la Fondul de Tranziție Energetică (așa-zisa windfall tax).

Noile plafoane instituite de Lege

Legea instituie noi plafoane în ceea ce privește prețurile la energie electrică aplicabile clienților finali noncasnici, astfel:

(a) maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru 85% din consumul mediu lunar realizat la locul de consum, diferența de consum lunar de energie electrică urmând să fie facturată la prețul de maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus, în baza declarației pe propria răspundere a reprezentatului legal pentru următoarele categorii de consumatori:

• IMM-uri;
• operatorii regionali – definiți la art. 2 lit. g) şi h) din Legea serviciilor comunitare de utilități publice nr. 51/2006, cu modificările și completările ulterioare, ce prestează/furnizează serviciile de utilități publice, prevăzute la art. 1 alin. (2) lit. a), b), b¹), c) şi h) din Legea nr. 51/2006, republicată, cu modificările și completările ulterioare, Societatea de Transport cu Metroul București «Metrorex» – S.A., precum și aeroporturile, care sunt în subordinea/coordonarea sau sub autoritatea Ministerului Transporturilor și Infrastructurii;
• operatorii economici din domeniul industriei alimentare, identificați prin cod CAEN 10, precum și cei din domeniul agriculturii și pescuitului, identificați prin cod CAEN 01 și 03;
• autoritățile și instituțiile publice locale, serviciile publice deconcentrate ale ministerelor și ale celorlalte organe centrale, companiile și societățile comerciale de interes județean, municipal sau local, regiile autonome și toate entitățile publice și private care prestează un serviciu public;
• institutele naționale de cercetare-dezvoltare.

(b) maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru consumul integral al spitalelor publice și private, al unităților de învățământ publice și private, al creșelor și al furnizorilor publici și privați de servicii sociale prevăzute în Nomenclatorul serviciilor sociale.

Legea reglementează acum expres faptul că plafonarea se aplică în acest caz și pentru situațiile în care una dintre entitățile menționate anterior este beneficiarul final al consumului de energie electrică și/sau pentru toate clădirile care au fost construite și autorizate cu destinația de spitale.

(c) maximum 1 leu/kWh, cu TVA inclus, pentru 85% din consumul lunar realizat la locul de consum al instituțiilor publice, altele decât cele prevăzute la lit. (ii) de mai sus, precum și pentru locurile de consum aparținând cultelor recunoscute oficial în România, diferența de consum lunar de energie electrică fiind facturată la prețul de maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus.

(d) clienții noncasnici care nu se încadrează în una dintre categoriile de mai sus plătesc prețul plafonat la maximum 1,3 lei/kWh, cu TVA inclus.

În ceea ce privește prețul gazelor naturale, Legea completează textul actual care prevede plafonarea prețurilor la clienții noncasnici, în sensul că se includ ca beneficiari ai prețului plafonat la maximum 0,37 lei/kWh, cu TVA inclus, clienții noncasnici din cadrul parcurilor industriale reglementate de Legea nr. 186/2013 cu modificările și completările ulterioare, precum și cei din cadrul sistemelor de distribuție închise definite conform Legii nr. 123/2012 privind energia electrică și gazele naturale, cu modificările și completările ulterioare. În plus, consumul limită de 50.000 MWh se va raporta la anul anterior anului curent, iar nu la anul 2021.

De asemenea, Legea aduce un plus de claritate în ceea ce privește locurile de consum ale clienților noncasnici racordate după data de 1 ianuarie 2022, prevăzând expres faptul că plafonarea se aplică numai în limita unui consum anual de cel mult 50.000 MWh (O.U.G. nr. 119/2022 nu prevede în prezent acest plafon pentru locurile de consum racordate începând cu 1 ianuarie 2022).

Cu titlu de mențiune generală, Legea păstrează principiul potrivit căruia, la facturarea energiei electrice și a gazelor naturale, furnizorii trebuie să aplice prețul cel mai mic dintre (i) prețul final maxim plafonat, (ii) prețul contractual sau (iii) prețul final calculat conform prevederilor art. 5 și 6, doar în cazul gazelor naturale.

Alte modificări de interes în legătură cu plafonarea prețurilor la energie electrică și gaze naturale

În cazul producătorilor de energie care transferă energie electrică din portofoliul de producție către portofoliul de furnizare, pentru cantitățile de energie electrică transferate, prețul final este:

• prețul contractual în cazul în care acesta asigură încadrarea în plafoanele de la art. 1 alin. (1) din O.U.G. nr. 27/2022;
• prețul plafonat prevăzut la art. 1 alin. (1) din O.U.G. nr. 27/2022 în cazul în care prețul contractual este mai mare decât valoarea plafoanelor.

În cazul producătorilor care transferă energie din portofoliul de producție către portofoliul de furnizare, componenta de achiziție prevăzută la art. 5 alin. (1) și art. 3 din O.U.G. nr. 27/2022, din contractele de furnizare pentru care se va achiziționa energie electrică din piață, va fi determinată luând în calcul exclusiv prețul de achiziție realizat. Pentru cantitatea de energie achiziționată pentru acoperirea acestor contracte, producătorii vor întocmi și vor menține o evidență separată de cantitatea transferată din producție proprie.

Noile modificări aduc și o accelerare a procedurii de compensare, astfel că 40% dintre sumele solicitate prin cererea de decontare se vor plăti în termen de 10 zile de la data depunerii cererii de decontare, diferența de plată urmând a se realiza de către Ministerul Energiei în termen de 10 zile lucrătoare de la data primirii valorilor aferente compensărilor trimise conform documentației prevăzute în anexa nr. 4.

Conform noilor modificări, va exista și un stoc minim necesar de gaze naturale pentru perioada 1 noiembrie 2024 – 31 martie 2025.

Contribuția la Fondul de Tranziție Energetică

În ceea ce privește Contribuția la Fondul de Tranziție Energetică, printre plătitorii de contribuție se introduc prin Lege partenerii din contractele financiare de asigurare a riscurilor (contracte de hedging). Sunt avute aici în vedere contractele de tip virtual (financial) power purchase agreement, din ce în ce mai frecvente pe piață, acestea reprezentând instrumente financiare derivate și nu includ livrarea fizică de energie, ci au rolul de a proteja părțile împotriva variațiunilor excesive de preț din piață.

În plus, o modificare cu impact semnificativ este reprezentată de prevederea Legii conform căreia contractele cu instrumente financiare derivate (hedging) prevăzute la art. 5 se raportează Autorității de Supraveghere Financiară și/sau Agenției Naționale de Administrare Fiscală (ANAF), în termen de două zile lucrătoare de la data intrării în vigoare a Legii, respectiv în două zile lucrătoare de la semnarea de către părți.

De asemenea, o veste bună pentru investitorii care au finalizat proiecte anul acesta este faptul că, potrivit Legii, vor fi exceptate de la obligația de plată a contribuției capacitățile de producție puse în funcțiune după 1 aprilie 2022 (textul O.U.G. nr. 119/2022 stabilește în prezent această exceptare doar pentru capacitățile puse în funcțiune după 1 septembrie 2022).

O altă modificare de impact este abrogarea contribuției la Fondul de Tranziție Energetică pentru vânzările de energie electrică la export sau livrări intracomunitare.

Concluzii

Având în vedere că, de la 1 ianuarie 2023, furnizorii au obligația de a elabora și publica ofertele tip în conformitate cu prețurile finale plafonate prevăzute de Lege, rămâne de văzut care va fi criteriul de departajare utilizat de clienții noncasnici în alegerea furnizorului de energie electrică sau gaze naturale.

Totodată, având în vedere că perioada de aplicare a O.U.G. nr. 27/2022 a fost prelungită până în 2025, deducem că autoritățile publice se așteaptă ca prezenta criză energetică să continue, iar acestea să nu fie ultimele modificări aduse legislației aplicabile.

• România s-a calificat în top 30 Corporate Power Purchase Agreement (PPA) index, în urma unei evaluări cuprinzătoare pe 12 parametri cheie
• Tehnologiile emergente și combustibilii ecologici vor fi elemente esențiale pentru reducerea dependenței globale de gaze naturale
• Energia eoliană și solară plutitoare au potențialul de a deveni predominante, pe măsură ce crește cererea de noi surse de energie regenerabilă

Securitatea energetică a ajuns în fruntea listei de priorități a guvernelor, ca urmare a instabilității geopolitice și a creșterii în spirală a prețurilor la gaze. Prin urmare, guvernele din întreaga lume caută să accelereze și să extindă domeniul de aplicare al programelor lor de energie regenerabilă pentru a contribui la reducerea dependenței de energia importată, potrivit celui de-al 59-lea indice EY Renewable Energy Country Attractiveness Index (RECAI).

RECAI 59 explorează modul în care tehnologiile emergente în domeniul energiilor regenerabile și al combustibililor verzi au potențialul de a reduce substanțial ponderea gazului în producția de energie, creând astfel un climat favorabil investițiilor pentru aceste surse de aprovizionare. În Europa, de exemplu, creșterea capacității de import de gaze naturale lichefiate (GNL) a dobândit un impuls, la fel ca și stimularea producției de gaze verzi și dezvoltarea altor combustibili alternativi. Raportul notează că, deși aprovizionarea cu gaze din alte părți pentru a reduce dependența de gazul rusesc nu se poate întâmpla peste noapte, un impuls semnificativ este acum evident.

Raportul explorează, de asemenea, oportunitatea prezentată de tehnologiile plutitoare. Energia eoliană offshore continuă să aibă un mare potențial de investiții, costul energiei electrice generate urmând să scadă la 70 USD/MWh sau mai puțin până în 2030. Pe lângă cele 11 proiecte eoliene offshore plutitoare aflate deja în funcțiune, alte peste 100 – cu o capacitate combinată de peste 26 300 MW – sunt în construcție, au obținut finanțare sau aprobarea autorităților de reglementare sau se află în primele etape de planificare.

Energia solară plutitoare atrage, de asemenea, o atenție sporită, deoarece costul panourilor fotovoltaice (PV) a scăzut vertiginos, iar capacitatea globală a crescut de peste 100 de ori. Până în prezent, majoritatea proiectelor „fotovoltaice plutitoare” se desfășoară pe suprafețe de apă dulce artificiale, unde mediul este relativ controlat, dar există planuri de a se muta mai departe în largul mării, pentru a exploata resursele mult mai mari de acolo.

În timp ce SUA și China rămân primele două piețe în funcție de atractivitatea investițiilor în energie regenerabilă, există mai multe schimbări în clasamentul primelor 10 piețe, Marea Britanie (locul 3) urcând două locuri, Germania (locul 4) urcând cu trei locuri, iar Spania (locul 9) și Țările de Jos (locul 10) urcând câte un loc.

Printre piețele care au înregistrat progrese notabile în această ediție se numără Danemarca (+4) – cu un nou obiectiv de a produce până la 6 GW de hidrogen anual până în 2030, Polonia (+3) – care a lansat licitații pentru trei noi concesiuni eoliene offshore, Finlanda (+7) – care a aprobat introducerea unui model de licitație pentru închirierea apelor publice în vederea dezvoltării energiei eoliene offshore, Austria (+7) – unde guvernul s-a angajat să aloce 250 de milioane de euro (264 de milioane de dolari SUA) pentru a sprijini dezvoltarea surselor regenerabile de energie, Grecia (+3) – care încearcă să își dubleze capacitatea instalată de energie regenerabilă la aproximativ 19 GW până în 2030, și Germania (+3) – care și-a devansat cu 15 ani, până în 2035, obiectivul de 100% energie verde.

De când a fost introdus indicele PPA (Power Purchase Agreement) în cadrul RECAI, în urmă cu șase luni, piața PPA-urilor a continuat să se extindă. Prețurile excepțional de ridicate și foarte volatile de pe piața energiei electrice îi determină pe cumpărători să își fixeze prețul energiei electrice pentru cât mai mult timp posibil, în timp ce companiile se străduiesc să își respecte angajamentele luate la COP26 de a-și decarbona operațiunile și lanțul de aprovizionare. Cererea de PPA-uri a crescut semnificativ și nu dă semne de încetinire.

Mihai Drăghici, Director, Consultanţă, EY România:

„România s-a calificat în topul primelor 30 de companii din indexul PPA (Corporate Power Purchase Agreement) în urma unei evaluări cuprinzătoare a 12 parametri cheie, care acționează ca un indicator al potențialului PPA al companiilor. Raportul reprezintă o recunoaștere a potențialului pieței locale pentru astfel de instrumente care pot contribui la reducerea costurilor cu energia și la stabilitatea prețurilor pe termen lung pentru companiile mari consumatoare de energie, oferind în același timp contractele pe termen lung solicitate de dezvoltatori pentru a finanța noi investiții”.

Pentru clasamentul complet al primelor 40 de țări, precum și pentru o analiză a celor mai recente evoluții în domeniul energiei regenerabile din întreaga lume, vizitați ey.com/recai.

Autori:

• Mihai Petre, Director, Consultanță Vamală, EY România
• Daniela Neagoe, Senior Manager, Comerţ Internaţional, EY România

Inflația a atins, mai devreme decât se estimase, două cifre – 10%, gazele scumpindu-se cu 46%. Presiunea pe costuri, atât pentru agenții economici, cât și pentru consumatorii finali este din ce în ce mai mare. Cu alte cuvinte, este momentul să reamintim agenților economici că există anumite situații prevăzute clar atât de normele europene – Directiva de accize, dar și de legislația noastră (Codul fiscal), în care pot aplica pentru exceptări sau scutiri de la plata accizelor pentru produse energetice (motorină, benzină), gaze, energie electrică și, astfel, își pot optimiza costurile. Care sunt acestea și cum trebuie să procedeze companiile?

Codul fiscal prevede, cum spuneam, situații în care companiile pot apela fie la scutirea directă sau indirectă (mai întâi, compania plătește accizele, care sunt restituite ulterior) la plata accizelor. Iată, în continuare, care sunt cazurile concrete:

1. dacă agenții economici folosesc produsele energetice, gazele sau energia electrică pentru producția de energie electrică sau pentru menținerea capacității de a produce energie electrică;
2. dacă utilizează produsele energetice, gaze sau energie electrică pentru producția combinată de energie electrică și energie termică;
3. dacă injectează gaze sau produse energetice în furnale sau în alte agregate industriale în scop de reducere chimică, ca aditiv la cocsul utilizat drept combustibil principal;

În aceste situații, companiile pot aplica scutirea directă de la plata accizelor, cu respectarea mai multor condiții, între care, cea mai importantă, presupune ca beneficiarul scutirii să solicite eliberarea unei autorizații de utilizator final.

4. dacă utilizează produsele energetice, gazele sau energia drept combustibil pentru încălzire de către spitale, sanatorii, aziluri de bătrâni, orfelinate și alte instituții de asistență socială, instituții de învățământ și lăcașuri de cult. În această situație, companiile trebuie să știe că, pentru a putea beneficia de scutirea directă de la plata accizelor, este necesar să notifice autoritatea vamală teritorială, notificare ce va fi ulterior transmisă și furnizorilor;
5. dacă energia electrică este produsă din surse regenerabile de energie (de exemplu, eoliană, solară, geotermală);

Scutirea, în această situație, ca și în cele prezentate la punctele următoare mai jos, se acordă tot în baza notificării transmise de producătorul de energie electrică la autoritatea vamală teritorială. Consumatorii casnici producători de energie electrică nu au obligația de a notifica autoritatea vamală teritorială pentru a beneficia de scutire.

6. dacă utilizează gazele și energia în alte scopuri decât în calitate de combustibil pentru motor sau combustibil pentru încălzire;
7. dacă există utilizare duală – atât în calitate de combustibil pentru încălzire, cât și în alte scopuri decât pentru motor sau pentru încălzire. Utilizarea produselor energetice pentru reducerea chimică și în procesele electrolitic și metalurgic se consideră, de pildă, a fi utilizare duală;
8. dacă utilizează energia electrică în principal în scopul reducerii chimice și în procesele electrolitice și metalurgice;
9. dacă utilizarea energiei electrice reprezintă mai mult de 50% din costul unui produs;
10. dacă utilizează gazele sau energia în procese mineralogice (de exemplu fabricarea sticlei, cimentului, varului și ipsosului).

Recomandăm agenților economici care au utilizări de energie electrică și gaze naturale ce se regăsesc în descrierile de mai sus să analizeze și să ia în considerare implementarea acestei facilități. Faptul că ele există, că sunt prevăzute atât la nivel național, cât și european, înseamnă că acestea pot sau au fost deja implementate de alți jucători de pe piață. Neutilizarea acestora poate provoca dezavantaje financiare pentru agenții economici care nu le folosesc.

Finalul anului 2018 a venit cu o serie de schimbări legislative majore pentru unele dintre cele mai importante domenii de activitate, printre care sectorul bancar, energetic, al telecomunicațiilor, al construcțiilor, dar și al fondurilor de pensii administrate privat. Este vorba despre deja bine-cunoscuta Ordonanță de Urgență 114/2018, care a introdus, printre altele, noua taxă anunțată inițial drept “taxa pe lăcomie”.

În urma avertizărilor nenumărate ale mediului de afaceri privind impactul negativ major al măsurilor prevăzute de aceasta, Guvernul a reconsiderat prevederile incluse și a adus în dezbatere un proiect de modificare a acestei Ordonanțe de Urgență, care vine să răspundă unora dintre îngrijorările exprimate de către mediul de afaceri. Noua Ordonanță de Urgență a fost aprobată în ședința de Guvern de vineri, 29 martie 2019, și publicată în Monitorul Oficial și aduce, printre altele, următoarele modificări Ordonanței de Urgență 114/2018.

Cele mai radicale schimbări se referă la taxa pe activele financiare ale instituțiilor de credit, care a fost regândită aproape complet, fiind modificate următoarele:

• Taxa se datorează semestrial (și nu trimestrial, după cum prevede OUG în vigoare), primul termen de plată fiind 25 august 2019;
• Cota de impozitare, care putea fi de până la 2%/an conform OUG în vigoare nu va putea fi, conform noilor prevederi, mai mare de 0.4%/an, respectiv 0.2% pe an, în funcție de cota de piață a instituției de credit respective;
• Cota de impozitare se poate reduce semnificativ în mai multe cazuri, cum ar fi creșterea volumului creditării, scăderea marjei de dobândă, nivelul marjei de dobândă raportat la marja de referință (4% pentru 2019) putând ajunge chiar la 0 în anumite situații;
• Taxa pe activele financiare nu se datorează de către instituțiile de credit care înregistrează pierderi, iar, pentru celelalte, cuantumul acesteia este limitată la nivelul profitului contabil obținut;
• Pentru anumite categorii de active financiare nu se datorează taxa, cum ar fi numerarul, credite acordate către și titluri emise de către administrațiile publice, precum și cele care constau în finanțarea celorlalte instituții de credit.

Astfel, în noua variantă, taxa este redusă semnificativ, având un impact mai puțin dramatic asupra sistemului bancar și, prin consecință, asupra costului finanțărilor în piață față de cât se anticipase inițial.

În ceea ce privește sectorul energetic, se vor aplica următoarele în urma adoptării noii OUG:

• rata de rentabilitate a capitalului investit pentru perioada de reglementare 2019 -2024 crește de la 5.66% la 6.9%, cu implicații așteptate în ceea privește creșterea tarifului de distribuție și implicit asupra prețului final pentru consumator;
• pentru clienții casnici, prețul pentru clientul final nu va mai fi definit de piață (cerere/ofertă), ci de către ANRE, furnizarea de energie electrică realizându-se în condiţii reglementate pentru perioada 1 martie 2019 – 28 februarie 2022;
• contribuția anuală de 2% percepută de la titularii de licențe în domeniul energiei electrice și al gazelor naturale nu se aplică pentru titularii licențelor de exploatare comercială a capacitaților de producere a energiei electrice pe bază de cărbune, precum și a celor de producere a energiei electrice și termice în cogenerare, pentru care aceasta se stabilește anual prin Ordinul președintelui ANRE;
• producătorii, inclusiv filialele acestora și/sau afiliații aparținând aceluiași grup de interes economic care desfășoară atât activități de extracție, cât și activități de vânzare a gazelor naturale extrase de pe teritoriul României, au obligația să vândă cu prețul de 68 lei/MWh cantitățile de gaze naturale rezultate din activitatea de producție internă curentă către furnizori și clienți finali eligibili, în perioada 1 mai 2019 – 28 februarie 2022 (față de perioada 1 aprilie 2019 – 28 februarie 2022 prevăzută în OUG 114 și față de situația pieței libere de dinainte de intrarea în vigoare a OUG 114).

În cazul fondurilor de pensii administrate privat, s-a suspendat până la data de 31 mai 2019 aplicabilitatea prevederii privind capitalul social minim, care va trebui constituit până la data de 31 decembrie 2019. Pe perioada suspendării prevederii, capitalul social minim necesar este de 4 milioane euro.

În ceea ce privește sectorul telecomunicațiilor, penalitatea de 0,1%/zi de întârziere din cifra de afaceri din anul precedent se va percepe doar în cazul utilizării de frecvenţe radio fără licenţă, nu și pentru utilizarea acestora după expirarea perioadei de valabilitate (după cum se prevedea în OUG inițială). De asemenea, aplicarea amenzii de până la 10% din cifra de afaceri aplicabilă furnizorilor de reţele de comunicaţii electronice care încheie contracte de instalare, întreţinere, înlocuire a reţelelor de comunicaţii electronice sau efectuează lucrări de acces pe proprietăţi, fără existenţa dreptului de acces sau în lipsa autorizaţiei de construire, a fost suspendată până la data de 1 septembrie 2019.

Pe de altă parte însă, nu au fost aduse modificări asupra prevederilor legate de domeniul construcțiilor introduse de OUG 114/2018, deși mediul de afaceri a subliniat că aplicarea facilităților privind impozitul pe venit și contribuțiilor sociale doar companiilor ce realizează cel puțin 80% din cifra de afaceri din aceste activități este limitativă.

Modificările aduse vin ca răspuns la avertizările și solicitările de consultare din partea mediului de afaceri și prevederile modificate duc astfel la un impact negativ mai redus pentru domeniile afectate.

Autor: Alex Milcev, Partener, Liderul departamentului de Asistență Fiscală și Juridică, EY România

***

Despre EY România

EY este una dintre cele mai mari firme de servicii profesionale la nivel global, cu 260.000 de angajaţi în peste 700 de birouri din 150 de ţări şi venituri de aproximativ 34,8 miliarde de USD în anul fiscal încheiat la 30 iunie 2018. Reţeaua noastră este cea mai integrată la nivel global iar resursele din cadrul acesteia ne ajută să le oferim clienţilor servicii prin care să beneficieze de oportunităţile din întreaga lume. În România, EY este liderul de pe piaţa serviciilor profesionale încă de la înfiinţare, în anul 1992. Cei 800 de angajaţi din România şi Republica Moldova furnizează servicii integrate de audit, asistenţă fiscală, asistenţă în tranzacţii şi servicii de asistenţă în afaceri către companii multinaţionale şi locale. Avem birouri în Bucureşti, Cluj-Napoca, Timişoara, Iaşi şi Chişinău. EY România s-a afiliat în 2014 singurei competiții de nivel mondial dedicată antreprenoriatului, EY Entrepreneur Of The Year. Câștigătorul ediției locale reprezintă România în finala mondială ce are loc în fiecare an în luna iunie la Monte Carlo. În finala mondială se acordă titlul World Entrepreneur Of The Year. Pentru mai multe informaţii, vizitaţi pagina noastră de internet: www.ey.com