III kvartal 2024

Auditeerimata vahearuanne

Sisukord

Juhatuse pöördumine	3
Tootmisvõimsuse areng 2023 – 2026	5
Ehituses arenduste portfell	6
Lühiajaline arendusportfell	7
Arendusportfelli tervikvaade	8
Uute varade* osatähtsus elektritoodangus on kasvamas	9
Majandustulemused III kvartal 2024	10
Majandustulemused 9 kuud 2024	11
Tegevuskeskkond	12
Regulatiivne keskkond	14
Olulisemad sündmused	15
Majandustulemused	16
Majandustulemused segmentide kaupa	19
Tuuleenergia	20
Koostootmine	22
Päikeseenergia	24
Investeeringud	25
Finantseerimine	26
Riskijuhtimine	28
Lühendatud konsolideeritud auditeerimata raamatupidamise vahearuanne III kvartal 2024	30
Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad	36
Grupi struktuur	48

Juhatuse pöördumine

Hea lugeja!

Viimased kuud on toonud ettevõttesse värsket perspektiivi. Meeskonnaga on liitunud uus juhatuse esimees Juhan Aguraiuja. Samuti on lõppenud finantsjuhi ja juhatuse liikme konkurss ning alates 31. jaanuarist alustab ametis Argo Rannamets. Juhatuse koosseisu kuuluvad ka arenduste eest vastutav Andres Maasing ja tootmisvaldkonna eest vastutav Innar Kaasik. Meie meeskond kohandub nii sisemiste muutuste kui ka väliskeskkonna arengutega ning töötab jätkuvalt selle nimel, et pakkuda energiadefitsiidis koduturgudele rohelist energiat.

Enefit Green on aktiivses ehitusfaasis. Oleme rajanud uusi tuule- ja päikeseparke Soomes, Baltikumis ja Poolas. Suur osa projektidest on valmis, kuid nii mitmeski töö veel käib. Tootmisvõimsuste arendamine, ehitamine ja käivitamine nõuavad pingutust, mistõttu oleme keeruliste ülesannete ees seisnud.

Septembri alguses jõudsime lõpusirgele kõigi 38 tuuliku paigaldamisega Sopi-Tootsi tuulepargis, kus esimesed tööle rakendatud tuulikud ka toodangut andsid. Tuulikute püstitamise lõpuleviimisega ületab meie paigaldatud elektritootmisseadmete koguvõimsus nüüd ühe gigavati piiri. Enefit Greeni ja investorite jaoks on see oluline teetähis. Sõlmisime Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangaga (EBRD) uue laenulepingu, mis tagab projekti lõpuleviimise ja tuulikute opereerimise. Sopi-Tootsi tuulepark toodab märkimisväärse osa Eesti turul seni puuduolevast elektrist ja aitab samal ajal vähendada riigi energiatootmise süsiniku jalajälge.

Seoses Akmene tuulepargi intsidendiga (kokkuvarisenud tuulik) jõudsime GE Vernovaga konstruktiivse ja õiglase kohtuvälise lahendini. Muutsime Akmene tuulepargi turbiinide lepingut ning saime ligikaudu kaheksa miljoni euro suuruse kompensatsiooni. Sellest umbes pool tasuti rahas, ülejäänu mitterahalise tasaarveldusena. Kompensatsiooni mõju meie ärituludele ja EBITDAle oli märkimisväärsed 5,3 miljonit eurot. Kindlustusettevõttega jätkuvad läbirääkimised täiendavate nõuete osas.

Panime nurgakivi Kelmė II tuulepargile Leedus, kus käib vundamentide rajamine. Tuulikute paigaldamine on planeeritud 2025. aasta teise kvartalisse. Samuti avasime Šilalė II tuulepargi.

Tootsime kvartalis 342 gigavatt-tundi elektrit (+32% võrreldes III kvartaliga 2023) ja 80 gigavatttundi soojusenergiat (-30% võrreldes III kvartaliga 2023). Elektritootmist mõjutasid tuuleolud ning erinevad tootmispiirangud ja allareguleerimised.

Kolmandas kvartalis on tuuleenergia tootmine tavaliselt madal. Kuigi Soomes oli tuulekiirus üle keskmise, jäi see Eestis ja Leedus alla ootuste – nii vähenes toodang 10 GWh võrra. Tootmispiirangud ja allareguleerimised vähendasid lisaks toodangut 26,4 GWh võrra. Sellest ligi 65% tulenes negatiivsetest hindadest, mis omakorda olid seotud peamiselt Soome turuga. Muud põhjused olid seotud võrgu hooldustööde ning süsteemihalduritele pakutavate Enefit Greeni teenustega.

Rõõm on tõdeda, et Eesti ja Leedu tuuleparkide töökindlus on kõrge. Ka Tolpanvaara tuulepargi töökindlus ületab teist kuud järjest eesmärki. Opereerivate varade oodatust parem töökindlus aitas parandada tootmistulemust 1,6 GWh võrra.

Kuigi tänavune elektritoodang ületab aastatagust, ei ole toodangu kasv ulatunud aasta alguses prognoositud tasemeni. Sopi-Tootsi tuulepargi väljaehitamine edeneb plaanitust kiiremini, ent tuulikute käivitamisperioodil saavutatud toodang on jäänud ootustele alla. Samuti on edasi lükkunud tootmise alustamine Kelmė I tuulepargis ja Läti uutes päikeseparkides.

Eelnevast tulenevalt korrigeerisime tootmisprognoose ning vähendasime neid neljandas kvartalis. Toodangu puudujääk võrreldes varasemate ootustega suurendab tõenäosust, et varem sõlmitud baaskoormuse PPA-de täitmiseks oleme sunnitud ostma rohkem elektrit. Seetõttu oleme neljandaks kvartaliks, nagu ka eelmistel kvartalitel, sõlminud elektriostu tehingud, et vähendada meie portfelli elektriostu riske.

Biomassi kasutavate koostootmisjaamade müük ning Iru elektrijaama planeeritud ja planeerimata hooldusseisakud vähendasid soojusenergia tootmist.

Kvartali kokkuvõttes ulatusid äritulud 43,5 (-2%), EBITDA 15,7 (-1%) ja puhaskasum 5,4 (+8%) miljoni euroni. Majandustulemusi mõjutasid suurenenud taastuvenergia allahindlused ja oodatust madalam toodang. Oleme siiski veendunud, et uute parkide lõplik valmimine ja täismahus töölerakendamine aitavad tõsta meie tootmismahte järgnevates kvartalites ning aastates ning parandada kogu äritegevuse tulemuslikkust ka investorite vaatenurgast

Enefit Greeni juhatus on saanud värskendust ja peagi liitub meiega uus finantsjuht ning juhatuse liige Argo Rannamets. Keskendume pooleliolevate ehituste lõpuleviimisele ning kasumlikule ja stabiilsele töölepanekule. Samal ajal vaatame tulevikku, et leida uusi võimalusi jätkusuutlikuks kasvuks koduturgudel, kus energiadefitsiit püsib ja energiahindade volatiilsus suureneb.

Andres Maasing juhatuse liige (arendused)

Innar Kaasik juhatuse liige (tootmine ja varahaldus)

Tootmisvõimsuse areng 2023 – 2026

Opereeriv võimsus Ehituses projektid Lühiajaline arendusportfell*

* Lühiajalise arendusportfelli moodustavad projektid, mis on arendatud lõpliku investeerimisotsuse valmiduseni hiljemalt 2024. aasta lõpuks. Investeerimisotsuse tegelik aeg sõltub PPA nõudlusest, muude tulukindluse instrumentide (riiklikud oksjonid, võimalikud toetused jm) kättesaadavusest, elektrit tootvate seadmete hindadest, ehitushindadest ning finantseerimisvõimekusest ja -tingimustest.

Ehituses arenduste portfell

* COD (Commercial Operation Date) – aeg, mil park loetakse opereerivaks varaks. II kvartalis 2024 liigitati opereerivaks varaks Tolpanvaara tuulepark (72 MW) .

Lühiajaline arendusportfell

* Projektid on kavas arendada FID/ehitusvalmidusse antud tähtajaks. Investeerimisotsuse tegelik aeg sõltub PPA nõudlusest, muude tulukindluse instrumentide

(riiklikud oksjonid, võimalikud toetused jm) kättesaadavusest, elektrit tootvate seadmete hindadest, ehitushindadest ning finantseerimisvõimekusest ja -tingimustest.

Arendusportfelli tervikvaade

* Erinevad päikese- ja maismaatuuleparkide arendused mille lõplikke investeerimisotsuseid ei ole plaanis teha enne 2025. aastat. Investeerimisotsuse tegelik aeg sõltub PPA nõudlusest, muude tulukindluse instrumentide (riiklikud oksjonid, võimalikud toetused jm) kättesaadavusest, elektrit tootvate seadmete hindadest, ehitushindadest ning finantseerimisvõimekusest ja -tingimustest.

** Tuntud ka kui Hiiumaa meretuulepark.

**Uute varade* osatähtsus elektritoodangus on kasvamas**

Enefit Greeni eesmärgiks on olnud turusignaalidele ja regulatiivsetele arengutele reageerides pakkuda turule nõudlusele vastavas mahus taastuvenergiat.

Meie käimasolev investeeringute programm uute tootmisvõimsuste rajamiseks sai alguse 2021. aastal enne aktsiate noteerimist börsil. Uute tootmisvõimsuste arendamine ja väljaehitamine võtab teadagi aega – alates lõpliku investeerimisotsuse tegemisest niiöelda esimese elektri saamiseni kulub päikesepargi puhul vähemalt aasta ning maismaatuulepargi puhul kaks aastat. Sellele eelneb eelarenduse ning investeerimisotsuste ettevalmistamise periood. Oleme viimase kolme aasta jooksul investeerinud ligi miljard eurot ning viimase pooleteise aasta jooksul (s.o. alates 2023. aasta algusest) on järjest valminud ning hakanud järk-järgult toodangut andma meie uued tuule- ja päikesepargid. Nende varade toodangut ja selle osakaalu kasvu meie kvartaalsetes elektritoodangu mahtudes iseloomustab kõrval olev graafik. Sellelt graafikult ilmneb lisaks uute tootmisvarade lisandumisele ka meie tootmisprofiili aastasisene volatiilsus. Seni peamiselt tuuleenergiale keskendunud tootjana on teise ja kolmanda kvartali tootmismahud märksa madalamad kui esimeses ja neljandas kvartalis.

Allolevas tabelis on toodud nimekiri valminud ja veel ehituses olevatest ning tuule- ja päikeseparkidest koos ajaga, millest alates antud pargid elektrit tootma on asunud.

III kvartalis 2024 lisandus uue tootva varana veel ehituses olev Sopi-Tootsi tuulepark, kus septembri alguses püstitati viimane 38. tuulik ning pargi esimesed tööle rakendatud tuulikud andsid sel kuul esimesed 12,2 GWh toodangut.

Tuule- või päikesepark	Riik	Tuul/päike	Staatus	Võimsus (MW)	Tootmise algus**
Šilale II	Leedu	Tuul	Ehituses	43	jaanuar 2023
Akmene***	Leedu	Tuul	Ehituses	75	märts 2023
Purtse	Eesti	Tuul	Opereeriv	21	märts 2023
Zambrow	Poola	Päike	Opereeriv	9	aprill 2023
Purtse	Eesti	Päike	Opereeriv	32	mai 2023
Estonia	Eesti	Päike	Opereeriv	3	oktoober 2023
Tolpanvaara	Soome	Tuul	Opereeriv	72	detsember 2023
Debnik	Poola	Päike	Opereeriv	6	veebruar 2024
Sopi-Tootsi	Eesti	Tuul	Ehituses	255	september 2024
			Kokku	473

* Uute varade all peame silmas tootmisvarasid, mis on valminud 2023. aastal või hiljem või mis on alles ehituses, kuid toodavad elektrit – see tähendab sisuliselt kõiki varasid, mis on valmis ehitatud või ehitamisel 2021. alguse saanud investeeringute programmi käigus.

** kuu, mille jooksul antud vara andis esimese märkimisväärse panuse Enefit Greeni tootmistulemusse. *** Akmene park seisis suurema osa perioodist mai-oktoober 2023.

Elektritoodang, GWh

Majandustulemused III kvartal 2024

100 mln € Laenulepingu sõlmimine EBRD-ga

5,3 mln € GE Vernovaga sõlmitud Akmene intsidendi kokkuleppe mõju III kvartali ärituludele

12 GWh Esimeste Sopi-Tootsi tuulepargi töölerakendatud tuulikute toodang septembris

* Uued varad – tootmisvarad (tuule- ja päikesepargid), mis on valminud 2023 või hiljem

**Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang

Majandustulemused 9 kuud 2024

360 MW Koostööleping RES Global Investmentiga varase faasi maismaatuuleparkide arendamiseks

Fookus suurte ehituste lõpuleviimisel

Ehitustegevuse lõpuleviimine Sopi-Tootsi, Kelme I, Tolpanvaara tuuleparkides ja Sopi päikesepargis

* Uued varad – varad, mis on valminud 2023 või hiljem

Tegevuskeskkond

Tegevuskeskkonda mõjutavad olulised tegurid

Enefit Greeni tegevust mõjutavad oluliselt sesoonsus, ilmastikuolud ja elektrihinnad, samas omavad mõju ka energeetikasektorit puudutavad regulatsioonid ja poliitilised otsused. Lisaks eelmainitutele mõjutavad arendusprojekte ka konkurentsisituatsioon, taastuvenergia tehnoloogiate areng ja maksumus, kapitali hind ja kättesaadavus, klientide valmidus sõlmida pikaajalisi roheenergia lepinguid ja taastuvenergia toetusskeemid.

Enamik Enefit Greeni tootmisvaradest on kas osaliselt või täielikult elektrihinna tururiskile avatud. Elektrihinna riski maandamiseks kasutame peamiselt pikaajalisi elektrimüügilepinguid (PPA). Erinevate riiklike taastuvenergia toetusskeemide osakaal tuludes on võrreldes varasemate aastatega oluliselt vähenenud. Täpsem ülevaade lähiaastate oodatava elektritoodangu kaetusest PPA-de ja muude riskimaandusmeetmetega on antud tegevusaruande lõpus.

Elektriturg

Enefit Greeni tegevuspiirkonna elektriturud on ülekandekaablitega tihedalt ühendatud. Seetõttu mõjutavad elektritootmist ja -hindu väga mitmesugused tegurid nii koduturgudel kui kaugemal.

Nord Pooli päevasisene elektrihinna volatiilsus on olnud viimastel aastatel väga suur. Tavapäraselt määrab tiputundidel elektrihinna kallim CO2-intensiivne tootmine ja muul ajal taastuvenergia.

III kvartalis eristusid Balti turud paljudest muudest Nord Pooli turgudest märksa kõrgema elektri hinna poolest. Sarnaselt eelneva kvartaliga Eesti keskmine elektrihind tõusis 0,9% võrra võrreldes möödunud aastaga ning hinnavahe Läti ja Leeduga oli nullilähedane. Oluline roll on selles olnud Eesti ja Soome vahelise EstLink2 elektrikaabli pikaajalisel katkestusel, mille tõttu alates jaanuari lõpust kuni septembri keskpaigani odavam Soome elekter piisavas koguses Balti turgudele ei pääsenud. EstLink2 töölerakendumise ning kasvanud tuuleenergia toodangu toel oli septembris Balti turgude elektrihind märksa madalam kui kvartali esimestel kuudel.

Traditsiooniliselt määravad piirkonna tiputundidel elektrihinna gaasielektrijaamad. III kvartalis oli maagaasi keskmine hind viimaste aastate kontekstis võrdlemisi stabiilne 35,1 €/MWh (+1,3 €/MWh, +3,9% võrreldes 2023. aasta III kvartaliga). Euroopa gaasimaardlate varud jõudsid 90% täituvuse tasemele augusti keskpaigaks, mis on ligi kaks kuud enne Euroopa Liidu poolt sätestatud tähtaega. Viimaste andmete kohaselt olid Euroopa gaasimaardlate varud 94% täituvuse juures.

Ülekandekaablite kaudu jõuab Baltimaadesse Põhjamaade hüdroenergia, mis on muudel viisidel toodetud elektrist odavam. 2024. aasta III kvartalis oli keskmine hüdroressursside tase Põhjamaade hüdroreservuaarides 76,3% reservuaaride maksimumtasemest, s.o. marginaalse 0,6 protsendipunkti kõrgem kui 2023. aasta III kvartalis.

CO² heitmekvootide keskmine hind oli 2024. aasta III kvartalis 68,5 €/t langedes 2023. aasta III kvartaliga võrreldes 20,1% (-17,2 €/t). CO² heitmekvootide hind langes võrreldes käesoleva aasta II kvartaliga, mis on peamiselt seotud nõrgema nõudlusega ja suurenenud taastuvenergia toodanguga. Analüütikute hinnangute kohaselt jääb käesoleva aasta keskmine CO² heitmekvootide hind 64,0 €/t ning järgmise aasta hind 74,0 €/t juurde. Oodatava kasvu põhjuseks on muutused Euroopa Liidu regulatsioonides, mille alusel vähendatakse tasuta kvoote eesmärgiga piirata CO² emissioone ja edendada taastuvenergia tootmist.

Keskmine elektrihind (€/MWh)	III kv 2024	III kv 2023	Muutus
Eesti	96,5	95,6	0,9%
Läti	96,3	101,0	-4,7%
Leedu	96,4	101,0	-4,5%
Poola	101,3	110,7	-8,5%
Soome	28,1	44,2	-36,3%
Norra	21,0	23,6	-11,2%
Taani	68,7	78,7	-12,6%
Rootsi	17,8	27,3	-34,8%

Tuuleolud

Teine ja kolmas kvartal on sesoonselt nõrgemate tuuleoludega osa aastast. Käesoleva aasta kolmas kvartal oli meie põhiturgudel tuulevaikne – keskmine tuulekiirus Eestis 5,4 (-0,3 võrreldes mullusega) m/s ja Leedus 5,6 (-0,1) m/s. Tolpanvaaras (Soome) olid samas suhteliselt head tuuleolud – keskmine tuulekiirus 6,9 (+0,8) m/s. Kuna enamus Enefit Greeni tuuleenergia tootmisvõimsusi asuvad siiski Eestis ja Leedus, oli tuuleolude mõju III kvartali elektritoodangule negatiivne.

Taastuvenergia allahindlused

Taastuvenergia teenitud hind on tunnitoodanguga kaalutud keskmine turuhind. Tulenevalt taastuvenergia toodangu kõikuvast iseloomust erineb taastuvenergia teenitud hind turuhinnast (tunnihindade aritmeetilisest keskmisest). Taastuvenergia kõrge toodangu ajal kalduvad turuhinnad olema madalamad ja vastupidi, mille tõttu on üldjuhul taastuvenergia teenitud hind turuhinnast madalam. Taastuvenergia allahindlus mõõdab erinevust taastuvenergia toodangu teenitud hinna ja turuhinna vahel protsentides.

Allolevatel graafikutel on lisaks tuuleolusid iseloomustavale tuulekiiruste infole kuvatud ka vastavate turgude tuuleprofiilide allahindlused. Need iseloomustavad olukorda turul, mitte tingimata Enefit Greeni tootmisportfellis. Suuremaid profiili allahindlusi põhjustavad negatiivsete hindadega tunnid, mille vastu tootja saab end kaitsta tootmisseadmete aktiivse allakoormamisega. Samuti võivad tootjat aidata turukeskmisest madalamaid profiili allahindlusi saavutada turuga mittekorreleeruvad varad. Nimetatud asjaolu on Enefit Greeni Tolpanvaara tuulepargi puhul aidanud saavutada Soome turu keskmisest märksa madalamaid tuuleprofiili allahindluseid.

Regulatiivne keskkond

Eesti

Turuosalistega toimunud konsultatsioonide tulemusena muudeti esialgset plaani ning otsustati jätta elektri tootjatele ja tarbijatele alates 2025. a veebruarist kehtestamata sagedusreservide hankimise tasu 5,31 EUR/MWh. Uus eesmärk on kehtestada koostöös Läti ja Leeduga sarnane tasu alates 1. jaanuarist 2026. a, et tagada Balti riikides elektri tootjatele ja tarbijatele sarnane tegevuskeskkond. Eestis võidakse siiski kehtestada ka ajutine tasu perioodiks 1. juuli kuni 31. detsember 2025. a. Lõplikud otsused langetatakse 2025. aasta alguses.

Riigikogu tegi muudatuse elektrituruseaduses, millega peatatakse Iru koostootmisjaamale taastuvenergia ja tõhusa koostootmise toetuste maksmise alates 01. jaanuarist 2025. Enefit Greeni hinnangul on seaduse muudatus ebaproportsionaalne, diskrimineeriv ning seab kahtluse alla tulevikus Eesti riigi poolt taastuvenergia arendamiseks antavate 12-aastaste lubaduste usaldusväärsuse. Ootame vastust õiguskantslerile saadetud taotlusele, milles palume hinnata, kas tehtud muudatus on kooskõlas põhiseadusega.

Kliimaministeerium on esitanud mitmed taastuvelektri tootmist mõjutavad eelnõud:

Suurendatakse tuulepargi talumistasu makseid alates tootmise alustamisest kuni kasutusloa saamiseni. Kehtiv tasumäär on 10% miinimumtasust, kavandatav uus tasumäär on 70% miinimumtasust. Tegemist on ohtliku pretsedendiga suurendada talumistasu peale seda kui ettevõtjad on langetanud investeerimisotsuse teadmisega, et Eestis on madalam talumistasu.
Elektri salvestamise reeglite muudatused, millega lühendatakse salvestusperiood ühelt aastalt ühele kuule ning salvestusperioodi jooksul võrgust võetud ja sama salvestusperioodi jooksul võrku tagasi antud elekter vabastatakse võrgutasust ja taastuvenergia tasust. Täpsustatakse elektri salvestamisega seotud mõõtmistingimusi. Endiselt on kavas elektriaktsiisi maksmisel käsitleda elektri salvestamist nagu elektri lõpptarbimist ning võrgust võetud salvestatud elektri eest tuleb maksta elektriaktsiisi.
Võrguteenuse põhimõtete muutmise eelnõu. Põhivõrguettevõtjale antakse ennetavate võrguinvesteeringute tegemise kohustus ning kulupõhine liitumistasu asendatakse seadusega kehtestatud senisest oluliselt suurema liitumistasuga 44 000 €/MVA, mis muudab elektri põhivõrguga liitumise võrgust kaugemates asukohtades senisest odavamaks. Otseliini rajamise õigust on kavas pikendada kuni 15 kilomeetrini (kehtivas seaduses 6 km). Kavas on muuta tootmissuunalise kasutamata võrguühenduse tasu mitmeid tehnilisi detaile.

Jätkusid arutelud tulevaste tuuleenergia vähempakkumiste mahu ja põhimõtete üle. Seaduse muudatused on kavas esitada 2024. a lõpus ning vastu võtta 2025. a. esimeses kvartalis. Esimesed vähempakkumised kavatsetakse välja kuulutada 2025. aasta aprillis.

Valitsus otsustas novembris pakkuda 85 km² riigile kuuluvale maale 39 aastaks hoonestusõiguse lepinguid maismaatuuleparkide arendamiseks koguvõimsusega ca 1100 MW.

Läti

Augusti lõpus jõustusid Lätis tasud elamute läheduses asuvate tuulikute talumise eest. Talumistasu peavad maksma kõik üle 1 MW võimsusega uued tuulikud, olenemata tuuliku kõrgusest või asukohast sisemaal või avamerel. Talumistasu on 2 500 eurot installeeritud võimsuse MW kohta aastas. Makseid haldab kohalik omavalitsus, kus tuulikud asuvad. Eelmise tegevusaasta eest tuleb tuulikutasu tasuda 1. märtsiks.

Tasumäära on kavas iga viie aasta järel muuta, tuginedes hiljem kehtestatava indekseerimismudeli alusel. Erakorraliste asjaolude korral võib tasumäära ka varem üle vaadata. Seetõttu tekitab tuulikutasu tulevane muutus investorite jaoks täiendava riski.

Leedu

Valitsus kinnitas 2. oktoobril Leedu riikliku Kliima- ja Energiakava 2021-2030 uuendatud versiooni ning saatis selle Euroopa Komisjonile. Sellega on lõplikult kinnitatud Leedu oluliselt suurenenud eesmärk toota 2030. aastal taastuvelektrit vähemalt 100% Leedus tarbitavast elektrist (eelmises Kliima- ja Energiakava versioonis oli Leedu taastuvelektri tootmise ambitsioon 2030. aastaks vaid 45% elektri tarbimisest).

Leedu valitsus kiitis 25. septembril 2024. a heaks eelnõu elektrijaamade juhtimissüsteemide küberjulgeoleku ohutusnõuete tõstmiseks ja esitas selle parlamendile. Päikese- ja tuuleparkide ning üle 100 kW võimsusega elektrisalvestusseadmete juhtimissüsteemid peavad tagama, et võõrriikidel ei oleks juurdepääsu elektrijaamade juhtimissüsteemidele ega saaks neid kaugjuhtida. Juba paigaldatud ei pea kasutuselt kõrvaldama, kuid elektrijaamade käitajad peavad nende kasutamisel kehtestama täiendavad kaitsemeetmed. Muudatused peaksid jõustuma 1. maist 2025. a., olemasolevatele seadmetele hakkavad uued nõudeid kehtima peale üleminekuperioodi 31. mail 2026. a.

Olulisemad sündmused

Laenulepingu allkirjastamine EBRD-ga

Enefit Green allkirjastas augustis laenulepingu Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangaga (EBRD). EBRD laenab 100 miljonit eurot 255 MW võimsusega Sopi-Tootsi tuulepargi lõpuni ehitamiseks ja opereerimiseks Eestis. Sopi-Tootsi tuulepark katab pea kümnendiku kogu Eesti tänasest aastasest elektritarbimisest ja hoiab iga-aastaselt ära 480 000 tonni ulatuses kasvuhoonegaaside paiskamist atmosfääri.

Innar Kaasiku juhatuse liikme volituste pikendamine

Enefit Greeni nõukogu pikendas tootmise valdkonna eest vastutava juhatuse liikme Innar Kaasiku volitusi uueks 3-aastaseks ametiajaks kuni 24. septembrini 2027. Innar Kaasik on Enefit Greeni juhatuse liige alates 2017. aastast.

Veiko Räime juhatuse liikme volituste lõppemine

Vastavalt 28. juuni 2024 börsiteates edastatud informatsioonile lõppesid 24. septembril 2024 Veiko Räime volitused Enefit Greeni juhatuse liikme ning finantsjuhina.

Kokkulepe GE Vernovaga seoses Akmene intsidendiga

Septembris 2024 jõudis Enefit Green GE Vernovaga kokkuleppele seoses Akmene tuulepargi ehituse käigus toimunud intsidendiga, mille tagajärjel varises kokku üks tuulik. Läbirääkimiste tulemusena leppisid Enefit Green ja GE Vernova seoses nimetatud intsidendiga kokku poolte vahel sõlmitud Akmene tuulepargi turbiinide tarnelepingu muudatuses, mis sisaldab kompensatsiooni 8,2 miljoni euro väärtuses, millest 3,9 miljonit tasus GE Vernova Enefit Greenile rahas ning ülejäänud summa tasaarveldati omavaheliste nõuete ja kohustustega. 8,2 miljonist eurost 5,3 miljonit eurot on kajastatud muude ärituludena ning 1,6 miljonit eurot varasemalt tehtud investeeringute vähendusena. 1,3 miljoni euro ulatuses sõlmiti GE Vernova ja Enefit Greeni vahel täiendavad kokkulepped, millel puudus mõju Enefit Greeni finantstulemustele.

Installeeritud tootmisvõimsuste maht kasvas 1000 megavatini

Septembri alguses avas Enefit Green Šilalė II tuulepargi (43 MW) Leedus ja asetas nurgakivi Kelmė II tuulepargile (87 MW). Samuti lõpetas ettevõte kõikide 38 tuuliku paigaldamise Baltikumi suurimasse, Sopi-Tootsi tuuleparki (255 MW). Lisaks tootsid esimesed tuulikud oma esimese elektri võrku. Tuulikute püstitamise lõpuleviimisega Sopi-Tootsi tuulepargis ületab Enefit Greeni kõikide installeeritud elektritootmisseadmete koguvõimsus nüüd 1000 megavati piiri.

Koostöölepingu allkirjastamine Pärnu linna ja Sunlyga

Enefit Green, Pärnu linn ja Sunly allkirjastasid hea koostöö leppe, mis võimaldab Põlendmaa tuulepargi valmides panustada kohalikku kogukonna heaolusse. Koostööleppe kinnitavad osapooled, et Põlendmaa tuulepargi rajamisel tehakse tihedat koostööd ja keskendutakse kohaliku elu edendamisele ning võimalikke takistusi lahendatakse heatahtlikult.

Enefit Green ja Sunly arendavad Põlendmaa tuuleparki 2020. aastast. 2023. aasta aprillis võtsid Pärnu linn ja Tori vald vastu tuuleenergeetika eriplaneeringu esimese etapi. Hetkel on käimas eriplaneeringu teine etapp, mille käigus töötatakse välja tuulepargi detailne lahendus, sealhulgas tuulikute arv, kõrgus ja nende paiknemine.

Alternatiivide kaalumine Enefit Greeni edasise arengu finantseerimiseks

Enefit Greeni juhatus analüüsib ja optimeerib pidevalt grupi arendus- ja tootmisportfelli suurendamaks selle väärtust. Seoses sellega oleme otsustanud uurida laiemaid strateegilisi võimalusi, kuidas viia ellu meie arendusportfelli väljaehitamist ning alustada selleks vastavaid konsultatsioone kolmandate osapooltega.

Majandustulemused

Enefit Green grupi 2024. aasta III kvartali äritulud langesid 2% ja ärikulud (v.a. kulum) langesid 3% võrreldes eelmise aasta sama ajaga, mille tulemusena EBITDA langes 1% võrra 15,7 mln euro tasemele. Kvartali puhaskasum kasvas 0,4 mln euro võrra 5,4 mln euroni. Järgnevalt on välja toodud peamised majandustulemusi mõjutanud asjaolud.

Kolmanda kvartali majandustulemuste võrdlust mõjutab olulisel määral mullu IV kvartalis realiseerunud Broceni koostootmisjaama ning pelletitehase müük ning käesoleva aasta märtsis realiseerunud Paide ja Valka koostootmisjaamade müük (edaspidi "müüdud varad"). 2023. aasta III kvartali tulemustes kajastub 5,8 mln eurot äritulusid, 6,1 mln eurot ärikulusid ning 0,8 mln eurot EBITDA mõjusid, mis on seotud 2024 I kvartali lõpuks müüdud varadega.

Toodang ja müük

GWh	III kv 2024	III kv 2023	Muutus	Muutus %
Elektri netotoodang	342	259	83	32%
s.h. uutest tuule- ja päikeseparkidest	150	53	97	183%
s.h. müüdud varad	0	9	-9	-100%
Elektri müük*	491	364	127	35%
Soojusenergia toodang	80	115	-34	-30%
s.h. müüdud varad	0	30	-30	-100%

Grupi III kvartali elektritoodang kasvas aastaga 83 GWh ehk 32% võrra 342 GWh-ni, uute valminud ja ehituses tuule- ja päikeseparkide toodang kasvas aastaga 97 GWh võrra. Müüdud varade mõju III kvartali elektritoodangule võrreldes võrdlusbaasiga oli -9 GWh.

Äritulud

Äritulud kokku langesid 1,0 mln euro võrra, sh. müügitulud langesid 5,8 mln euro ja taastuvenergia toetused jäi mulluse tasemele ning muud äritulud kasvasid 4,8 mln euro võrra. 2023. aasta III kvartali ärituludest moodustasid müüdud varade äritulud 5,8 mln eurot ning 2024. aasta III kvartalis ei olnud müüdud varadel ärituludele mõju.

Müüdud varade mõjuta olid grupi nö. jätkuva äri äritulud 2023. aasta III kvartalis 38,7 mln eurot ning 2024. aasta III kvartalis 43,5 mln eurot (kasv 4,8 mln euro võrra, sh müügitulud -0,2 mln eurot ning muud äritulud +4,9 mln eurot).

Jätkuva äri müügitulude 0,2 mln euro suurusest langusest tulenes 1,4 mln eurot elektri müügist. Grupi koduturgude keskmine elektrihind** oli III kvartalis 87,5 €/MWh (võrdlusperioodil 97,8 €/MWh). Grupi keskmine arvutuslik teenitud elektrihind*** oli aruandeperioodil 50,3 €/MWh (võrdlusperioodil 83,9 €/MWh). Arvutuslik teenitud elektrihind on erinev koduturgude

keskmisest turuhinnast, kuna selle arvutus võtab arvesse fikseeritud hinnaga pikaajalisi elektrimüügi lepinguid (PPA-sid), taastuvenergia toetusi, bilansienergia ostu, elektri ostu Nord Pooli päev-ette ja päevasisesel turul ning asjaolu, tuulepargid ei tooda igas tunnis samapalju elektrit.

Grupi keskmine turule müüdud elektri hind oli 2024. aasta III kvartalis 49,8 €/MWh, aasta varem 82,2 €/MWh. 2024. aasta III kvartalis müüdi turule 196 GWh elektrit, võrdlusperioodil 163 GWh.

mln €	III kv 2024	III kv 2023	Muutus	Muutus %
ÄRITULUD kokku	43,5	44,5	-1,0	-2%
Müügitulu	33,8	39,7	-5,8	-15%
Taastuvenergia toetus jm äritulud	9,7	4,8	4,8	100%
ÄRIKULUD kokku (v.a. kulum)	27,8	28,6	-0,8	-3%
Kaubad, toore ja materjalid (v.a. elektrienergia)	7,3	12,5	-5,2	-41%
Elektrienergia	15,2	13,5	1,6	12%
Tööjõukulud	2,2	2,6	-0,5	-18%
Muud tegevuskulud	3,2	3,4	-0,2	-6%
Varude jääkide muutus	0,0	-3,4	3,4	-100%
EBITDA	15,7	15,9	-0,2	-1%
Põhivara kulum ja väärtuse langus	10,2	10,2	-0,1	-1%
ÄRIKASUM	5,5	5,7	-0,2	-3%
Netofinantstulud (-kulud)	-0,1	-0,4	0,2	-65%
Tulumaks	0,0	0,3	-0,3	-102%
PUHASKASUM	5,4	5,0	0,4	8%
ÄRIKULUD kokku (v.a. kulum)	27,8	28,6	-0,8	-3%
Muutuvkulud (sh bilansienergia ost)	17,2	20,5	-3,4	-16%
Püsikulud	10,7	11,5	-0,8	-7%
Varude jääkide muutus	0,0	-3,4	3,4	-100%

PPA-dega oli III kvartalis kaetud 276 GWh elektritoodangut keskmise hinnaga 60,7 €/MWh, aasta varem müüdi elektrit PPA-de kaudu 202 GWh keskmise hinnaga 80,9 €/MWh. Võrreldes võrdlusperioodiga on PPA-de keskmine hind oluliselt langenud, kuna käesoleva aasta I kvartalist alates algas 2021. aastal madalama hinnaga sõlmitud Leedu ja Soome PPA-de arveldusperiood. PPA-dega kaetud toodangu osakaal ja hinnad järgnevate perioodide lõikes on välja toodud riskijuhtimise peatükis.

elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang

^* Erinevus elektri müügi ja toodangu vahel tekib nii baaskoormuse PPA müükide ja tuuletoodangu profiili kui ka päev-ette prognoositud, kuid realiseerumata toodangu vahedest, mis kaetakse Nordpooli ostudega ja/või ebabilansi turul.

^** Grupi koduturgude toodanguga kaalutud keskmine börsihind

^*** Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud –

Toodetud, ostetud ja müüdud elektri koguste ja vastavate realiseerunud hindade võrdlusest ning nende tehingute koondina kujunevast arvutuslikust teenitud elektrihinnast viimase viie kvartali jooksul annavad ülevaate allpool toodud graafik ja tabel.

Toodang PPA ostud Muud ostud Müük PPA Müük elektribörsil

Kvartalikeskmised elektrihinnad

	III kv	IV kv	I kv	II kv	III kv
	2023	2023	2024	2024	2024
Turule müüdud elektri müügihind	82,2	64,1	77,6	52,3	49,8
PPA hind	80,9	91,2	75,0	68,0	60,7
Realiseerunud ostuhind	116,5	121,5	106,1	80,4	106,6
Koduturgude keskmine elektrihind	97,8	93,1	87,0	72,2	87,5
Arvutuslik teenitud elektrihind	83,9	80,9	81,4	69,7	50,3

aasta III kvartalis ostsime turult elektrit 132 GWh keskmise hinnaga 106,6 €/MWh, aasta varem 109 GWh keskmise hinnaga 116,5 €/MWh (hinnad ja kogused ei sisalda pelletitootmiseks ostetud elektrit 2023. aasta III kvartalis). Ostetud elektri mahu kasv (+23 GWh) tuleneb suurenenud PPA kogusest. Ostuhind on seoses turuhinna langusega võrreldes 2023. aasta kolmanda kvartaliga langenud, kuid suurenenud profiili allahindluse tõttu kasvas ostuhinna ja müügihinna vahe. Tuuleprofiili allahindlused süvenesid oluliselt eelmise aasta kolmanda kvartaliga võrreldes. Enefit Greeni tuuleprofiili allahindlused Eestis ja Leedus olid üldise turutasemega võrreldes sarnased, kasvades 11,6 ja 8,1 protsendipunkti võrra vastavalt Eestis ja Leedus. Toodangu vähene korreleeruvus teiste Soome tuuleparkidega ning alla reguleerimine negatiivsete hindade ajal aitas Enefit Greenil vähendada Soome tuule allahindlust turutasemega võrreldes rohkem kui kaks korda.

Muude äritulude (v.a. müüdud varade mõju) 4,8 mln euro suurusest kasvust moodustas 5,3 mln € tulu, mis on seotud Enefit Greeni ja GE Vernova kokkuleppega seoses Akmene tuulepargi ehituse käigus toimunud intsidendiga, mille tagajärjel varises kokku üks tuulik. Läbirääkimiste tulemusena leppisid Enefit Green ja GE Vernova seoses nimetatud intsidendiga kokku poolte vahel sõlmitud Akmene tuulepargi turbiinide tarnelepingu muudatuses, mis sisaldab kompensatsiooni 8,2 miljoni euro väärtuses, millest 3,9 miljonit tasus GE Vernova Enefit Greenile rahas ning ülejäänud summa tasaarveldati omavaheliste nõuete ja kohustustega. 8,2 miljonist eurost 5,3 miljonit eurot on kajastatud muudes ärituludes ning 1,6 miljonit eurot varasemalt tehtud investeeringute vähendusena. 1,3 miljoni euro ulatuses sõlmiti GE Vernova ja Enefit Greeni vahel täiendavad kokkulepped, millel puudus mõju Enefit Greeni finantstulemustele.

Taastuvenergia tasu jäid võrdlusbaasiga sarnasele tasemele. 2024. aasta II kvartalis algas Purtse tuulepargi taastuvenergia tasu periood, mis kasvatas võrdlusbaasiga võrreldes saadud toetuste tulu 0,3 mln euro võrra. Eesti 2024. aasta III kvartali toodang meie teistes toetust saavates tuuleparkides oli võrdlusbaasist madalam ning seetõttu vähenes toetustest saadav tulu 0,5 mln eurot. Poola toetused aga suurenesid võrreldes mullusega 0,2 mln euro võrra, kuna sealne elektri turuhind (103,1 €/MWh) oli väiksem võrreldes fikseeritud hinnaga 125-134 €/MWh. Seetõttu kompenseeriti meile turuhinna ning fikseeritud hinna vahe toetusena.

Kaubad, toore, materjal ja teenused

Kaupade, toorme, materjali ja teenuste kulugrupp vähenes 5,2 miljoni euro võrra ehk 41%. Peamine muutus toimus tehnoloogilise kütuse ning saastemaksu kulugrupis. Tehnoloogiliste kütuste kulugrupi muutus (-5,5 mln eurot) vähenemine on seotud müüdud varadega. Saastetasu kulu kasv (+0,5 mln eurot) on seotud Iru koostootmisjaama saastetasu tõusuga.

Tööjõukulud

Grupi tööjõukulud langesid 18% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. 2024. aasta III kvartali lõpu seisuga oli grupi töötajate arv 131 (võrdlusperioodil 181).

aasta III kvartali tööjõukuludes oli kajastatud 0,6 mln eurot müüdud varadega seotud kulusid. 2023. aasta III kvartali lõpu seisuga oli grupis tööl 61 müüdud varadega seotud töötajat.

Müüdud varade tööjõukulude mõjuta kasvasid grupi tööjõukulud 6% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga.

Uued töötajad on lisandunud peamiselt arendusvaldkonnas toetamaks ehituses ja arenduses olevaid projekte kõigil koduturgudel. 2024. aasta III kvartali lõpus oli arendusvaldkonna töötajate arvuks 43 (võrdlusperioodil 36).

Muud tegevuskulud

Muud tegevuskulud langesid 6% ehk 0,2 mln euro võrra peamiselt seoses müüdud varade kuludega võrdlusperioodil.

EBITDA ja püsikulud

Suurimat mõju EBITDA langusele avaldas III kvartalis müüdud elektri hinna langus (-9,0 mln eurot). PPA-dest tulenevalt on võrreldes eelmise aastaga oluliselt kasvanud müüdud elektri kogus (mõju +7,9 mln eurot), millega kaasnevalt on suurenenud ka elektriportfelli balansseerimiseks tehtavate elektri ostude maht (mõju -2,9 mln eurot). Nimetatud mõjude koondtulemust EBITDA-le mõjutab nii vastava perioodi elektritoodangu maht kui ka -profiil, elektritoodang on võrreldes võrdlusperioodiga kasvanud 32% võrra.

Müüdud varade mõju EBITDA muutusele oli -0,8 mln eurot.

Iru koostootmisjaam ilma elektrihinna ja -koguse mõjudeta omas EBITDA-le positiivset mõju. Arvesse on võetud soojuseenergia, jäätmete vastuvõtu müügitulud ning tehnoloogilise kütuse mõju. Detailsemalt on Iru koostootmisjaama tulemus kirjeldatud koostootmise segmendi peatükis.

Akmene tuulepargi kokkuleppe tulu detailsem sisu on toodud äritulude lõigus.

Grupi EBITDA muutus mõjurite lõikes, mln €

Põhivara kulum

Põhivara kulum kasvas 1% ehk 0,1 mln euro võrra. Müüdud varad langetasid võrdlusbaasiga võrreldes põhivara kulumit 1,2 mln euro võrra. Müüdud varade mõjuta kasvas põhivara kulum 12% (1,1 mln euro võrra). 2023. aasta III kvartaliga võrreldes oleme põhivarana arvele võtnud Zambrowi päikesepargi Poolas (2024. aasta III kvartali kulum 0,1 mln eurot), Tolpanvaara tuulepargi 2024. aasta III kvartalis (2024. aasta III kvartali kulum 0,8 mln eurot) ning Debniku päikesepargi Poolas (2024. aasta septembri kulum 11 tuhat eurot).

Neto finantskulud

Neto finantskulud vähenesid 0,2 mln euro võrra eelmise aasta sama kvartaliga võrreldes. Intressikulud pangalaenudelt on kvartalite võrdluses 3,7 mln euro võrra tõusnud, kuid 96% laenuintressidest kapitaliseeriti tuule- ja päikeseparkide ehitusperioodi tõttu. Positiivset mõju (0,5 mln eurot) neto finantskuludele on kvartalite võrdluses omanud zloti valuutakursi muutus.

Tulumaks

Tulumaksu kulu vähenes 0,3 mln euro võrra võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga.

Majandustulemused segmentide kaupa

Aruandeperioodi põhjal on nii EBITDA kui äritulude vaatest grupi suurim tuulenergia segment (73% ärituludest ja 78% EBITDA-st). Koostootmise segment panustas ärituludesse 20% ja moodustas 31% EBITDA-st. Aruandeperioodi väikseim raporteeritav segment on päikeseenergia, mille äritulud ulatusid 7% kogu grupi ärituludest ja EBITDA 13% kogu grupi EBITDA-st.

Raporteeritavatest segmentidest kasvasid tuule ja päikese segmendi EBITDA-d. Täpsem analüüs raporteeritavate segmentide kaupa on esitatud allpool. 2024. aasta I kvartalis (sh on ümber arvutatud võrdlusperioodi numbrid tagamaks andmete võrreldavust) korrigeerisime segmentidesse allokeeritavate tulude ning kulude jaotust. 2024. aasta I kvartali aruandeni sisaldasid päikese ning tuule segmendid tuule- ja päikesevaldkonna töötajatega seotud kulusid, investeerimisotsusteta arendusprojektide eelarenduskulusid ning lisaks sisaldas tuule segment meretuuleparkide arendusi. Alates 2024. aasta I kvartali aruandest on päikese ja tuule segmentides kajastatud opereerivate varade ning investeerimisotsuse saanud arendusprojektide finantsmõjud.

Muu segmendi EBITDA koosneb peamiselt üldjuhtimiskuludest, tuule- ja päikesevaldkondade töötajatega seotud kuludest ning investeerimisotsusteta arendusprojektide kuludest. Lisaks on muus segmendis Keila-Joa hüdroelektrijaam ning Ruhnu taastuvenergia lahendus. Muu segmendi kahjum suurenes 0,1 mln euro võrra.

Müüdud varad 27,0 31,5 8,8 8,7 5,8 2,7 3,2 0,3 0,1 +4,5 +0,5 -0,1 -5,8 -0,2 44,5 43,5 -5 35 Äritulud III kv 2023 Äritulud III kv 2024 Tuul Iru Päike Muu Äritulud -1,0 (-2,3%)

Grupi EBITDA jagunemine ja muutus, mln €

Äritulud segmentide kaupa, mln €

Tuuleenergia

Tuuleenergia segment koosneb opereerivatest tuuleparkidest ja investeerimisotsusega tuuleparkide arendustest. Alates 2024. aasta I kvartali aruandest sisalduvad tuuleparkide arendamisega seotud töötajatega seotud kulud, ilma investeerimisotsuseta tuuleparkide arendused ning meretuuleparkide arendused tuule segmendi asemel segmendis "Muu".

Töökindlus ja toodangud

III kvartalis 2024 oli tuuleenergia toodang 285,2 GWh, mis on 89,0 GWh võrra kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna uute tuuleparkide tootma hakkamisest. Uute ja ehitusjärgus tuuleparkide panus kvartali tuuleenergia toodangusse ulatus 130,8 GWh-ni (+92,6 GWh võrreldes 2023. aasta III kvartaliga).

Tuuleenergia toodangule avaldasid kolmandas kvartalis negatiivset mõju tuuleolud – keskmised tuulekiirused Eestis ja Leedus jäid alla oodatule ja mõjutasid toodangut enam kui -20 GWh võrra, tänu parematele tuuleoludele Soomes oli tuuleolude kogumõju toodangule umbes -10 GWh. Eesti ja Leedu opereerivate tuuleparkide töökindlused olid ootuspärasel tasemel – vastavalt 94,9% ja 96,1% (92,3% ja 82,5% võrdlusperioodil). Töökindlus Tolpanvaara (Soome) tuulepargis oli III kvartalis 95,7% tasemel. Opereerivate parkide töökindlusest tulenev mõju toodangule oli kvartali kokkuvõttes +1,6 GWh.

III kvartalis toimunud erinevate tootmispiirangute ja allareguleerimiste mõju oli viimaste kvartalite suurim (-26,4 GWh). Sellest 2/3 oli tingitud negatiivsetest hindadest, millest omakorda üle poole oli seotud Soome Tolpanvaara tuulepargiga. Ligi neljandik allareguleerimistest oli seotud võrgupoolsete tööde ja piirangutega. Üle kümnendiku oli seotud Enefit Greeni poolt süsteemihalduritele pakutavate teenustega.

Kolmanda kvartali lõpus andsid esimese toodangu esimesed töölerakendatud tuulikud Sopi-Tootsi tuulepargis. Kuigi pargi väljaehitamine on edenenud isegi oodatust kiiremini, siis toodangu mõttes jäi park siiski ootustele alla ligi 69 GWh võrra. Samuti on edasi lükkunud tootmise algus Leedu Kelme I tuulepargis ja ka Läti uutes päikeseparkides.

Elektrihinnad

Kogu tuuleenergia segmendi arvutuslik teenitud elektrihind sõltub turuhindade ja PPA-de kombinatsioonist. Tuule segmendi arvutuslik teenitud elektrihind* koos toetusega oli 2024. aasta III kvartalis 40,0 €/MWh (-45,4% võrreldes 2023. aasta III kvartaliga). Arvutuslikku teenitud elektrihinda mõjutas olulisel määral madalam keskmine PPA lepinguline hind, mis langes seoses 2021. aastal sõlmitud madalama hinnaga PPA-de tarneperioodi algusega 2024. aastal. PPA keskmise hinna langus vähendas arvustuslikku teenitud elektrihinda 20,9 €/MWh võrra. Turule

müüdud elektri hind oli ka eelmise aastaga võrreldes madalam tänu Leedu Nord Pool hinna langusele ning Soome toodangu lisandumisele. Madalamate turuhindade negatiivne mõju oli osaliselt tasakaalustatud madalama PPA-portfelli tasakaalustamiseks tehtud ostude hinnaga.

Eesti tuulepargid, mille toetusalune periood ei ole lõppenud, saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta (ingl. k. Feed-in Premium, FiP). Käesoleva aasta teisest kvartalist hakkas toetust saama Purtse (21 MW) tuulepark ning 2024 IV kvartalis lõppeb toetus Aseriaru (24 MW) tuulepargile.

*(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päevette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost ) / toodang

Äritulud

Äritulud 2024 III kvartalis kasvasid +4,5 mln euro (+16,8%) võrra. Tuule segmendi äritulusid positiivselt mõjutas septembri kuus jõustunud kokkuleppe GE Vernovaga, mis on seotud Akmene tuulepargis 2023. aasta mais toimunud intsidendiga. Kompensatsioonina lepiti kokku summas 8,2 mln eurot, millest 5,3 mln eurot kajastati muude ärituludena, lisaks vähendati varasemaid investeeringuid summas 1,6 mln eurot ning sõlmiti täiendavaid kokkuleppeid GE Vernovaga summas 1,3 mln eurot, millel puudub mõju Enefit Greeni finantstulemusele (vaata lisa 10).

Täiendavat mõju avaldas ka 2024 II kvartalist alates saadav Purtse tuulepargi taastuvenergia tasu III kvartalis oli 0,3 mln eurot, mis puudus võrdlusperioodil. Muude Eesti tuuleparkide taastuvenergia tasu vähenes võrreldes 2023 III kvartaliga -0,5 mln euro võrra tulenevalt madalamast toodangust (Narva tuulepargis -0,2 mln eurot). Võrdlusperioodi muud äritulud sisaldasid ka Šilute tuulepargi madala töökindluse eest saadud kompensatsiooni summas 0,4 mln eurot, mis tõstis võrdlusbaasi.

Ärikulud

Tuule segmendi ärikulud (ilma kulumita) kasvasid 3,0 mln euro võrra 19,2 mln euroni. Kulude kasv on valdavalt seotud madala tuulega tundidel PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavate elektrienergia ostudega. Elektriostu kulud kokku koos bilansienergia ostu ja PPA tasakaalustamiseks tehtavate ostudega kasvasid 2,4 mln euro võrra.

Muud ärikulud (ilma elektrienergia ostu, bilansienergia kulude ning kulumi kasvuta) tõusid kvartalite võrdluses 0,4 mln euro võrra. Suurimat mõju muude ärikuludele avaldasid hooldus- ja remondikulud ning maakulud tuuleparkides (0,2 mln eurot). Nendest suurima kasvuga on Akmene tuulepargi hoolduskulud, mis algasid augustist 2024. Täiendavat mõju avaldas ka elektri võrguteenuse ostu kulu tuuleparkides +0,1 mln euroga.

EBITDA

Kokkuvõtvalt kasvas tuule segmendi EBITDA 12,3 mln euroni (võrdlusbaasis 10,9 mln eurot). EBITDA positiivset kasvu oli mõjutanud GE Vernovalt saadud kompensatsioon summas 5,3 mln eurot. Kokkuleppeta oleks III kvartali 2024 EBITDA langenud võrdlusperioodiga -3,9 mln € tingituna peamiselt suurenenud elektriostu mahust (+2,4 mln eurot).

Opereerimiskulud MW kohta

Segmenti kuuluvate opereerivate tuuleparkide üksuste (Enefit Wind OÜ ja Enefit Wind UAB) kulude põhjal on tuuleparkide opereerimiskulud (ärikulud ilma kulumi, bilansienergia ostuta ja PPA teenindamise ostukuludeta) installeeritud megavati kohta III kvartalis 2024 vähenenud 14,1% võrreldes võrdlusperioodiga. Vähenemine on tingitud Tolpanvaara 2024 III kvartalis lisandumisega opereerivate tuuleparkide hulka võimsusega 72 MW. Tolpanvaara lisandumiseta oleks opereerimiskulud kasvanud võrdlusperioodiga võrreldes +0,2 €/MW kohta tulenevalt Šilale I äiksekahjudega seotud parandustöödest (0,1 mln eurot) ning Paldiski II tuulepargi hoolduslepingu indekseerimisest (0,1 mln eurot)

Koostootmine

Koostootmise segment koosnes kuni 2023. aasta lõpuni Iru, Paide, Valka ja Brocēni koostootmisjaamadest ning pelletitehasest. Pärast biomassivarade müüki 2023. aasta lõpus ja 2024. aasta alguses moodustab koostootmise segmendi segaolmejäätmeid kütusena kasutav Iru elektrijaam.

Elektritoodangud ja -hinnad

III kvartalis 2024. aastal oli segmendi elektritoodang 25,8 GWh, mis on kvartalite võrdluses vähenenud 30% (III kvartalis 2023 37 GWh). Alates 2024. aasta märtsikuust sisaldavad koostootmise segmendi toodangud üksnes Iru elektrijaama, kuna lisaks juba detsembri lõpus müüdud Broceni koostootmisjaamale jõustus märtsi alguses ka Paide ning Valka koostootmisjaamade müük.

Iru koostootmisjaama elektritoodang oli madalam võrdlusperioodist 2,6 GWh (-9%). Põhjuseks oli juulis toimunud plaaniline hooldusseisak, mis oli nädala pikem planeeritust ning 4 päeva pikem 2023. aasta seisakust.

Iru koostootmisjaam saab lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta taastuvatest allikatest toodetud elektri eest ning mitte-taastuvast kütusest tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektri eest 32 €/MWh kohta.

Segmendi arvutuslik teenitud elektrihind on kasvanud Nord Pooli Eesti hinnapiirkonna turuhinna tõttu 3% ja oli 2024. aasta III kvartalis 128 €/MWh.

* Seoses teiste koostootmisjaamade müügiga on kõik andmed näidatud ainult Iru elektrijaama kohta **(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang

Soojusenergia toodangud ja hinnad

Soojusenergia toodang vähenes 30% 80,5 GWh-ni. Müüdud varade arvelt vähenes soojusenergia toodang 29,6 GWh , Iru soojusenergia toodang langes 4,7 GWh (-6%) võrreldes võrdlusperioodiga (85,1 GWh) 80,5 GWh tasemele. Sarnaselt elektritoodanguga mõjutas Iru soojusenergia toodangut juulikuine pikem hooldusseisak. Kvartalite võrdluses kasvas keskmine müüdud soojusenergia MWh-i hind 63%, olles 2024. aasta III kvartalis 18,3 €/MWh. Iru soojusenergia toodangu piirhind oli võrdlusperioodil 7,98 €/MWh. Alates 1. juulist 2024 on Iru elektrijaamas segaolmejäätmetest toodetava soojuse piirhinnaks senise 7,98 €/MWh asemel 18,29 €/MWh.

Äritulud

Äritulud vähenesid kvartalite võrdluses 40% (5,9 mln eurot) tasemeni 8,7 mln eurot. 5,8 mln eurot äritulude langusest on seotud müüdud varadega.

Iru elektri müügitulud langesid madalama elektritoodangu tõttu 0,7 mln euro võrra (2,8 mln euroni), jäätmete vastuvõtutulud vähenesid väiksema jäätmete vastuvõtumahu tõttu 0,5 mln euro võrra (3,1 euroni). Iru soojusenergia müügitulud kasvasid kõrgema hinna tõttu 0,8 mln euro võrra.

Ärikulud

Segmendi ärikulud (v.a. kulum) langesid 5,2 mln euro tasemele (III kvartalis 2023 10,7 mln eurot). Võrdlusperioodil moodustasid müüdud varade muutuvkulud ning püsikulud 6,1 mln eurot.

Iru ärikulud (v.a. kulum) oli 2024. aasta III kvartalis 5,2 mln eurot kasvades võrreldes võrdlusbaasiga 0,6 mln eurot (+14%). Muutuvkulude kasvust (+0,2 mln eurot võrreldes 2023. aasta III kvartaliga) moodustasid -0,3 mln eurot väiksemas mahus ostetud elektri kulud ning +0,5 mln euro võrra suurenenud saastemaksud. Püsikulud kasvasid võrreldes võrdlusbaasiga 0,4 mln eurot, millest suurima osa (0,3 mln eurot) moodustasid suuremad hooldus- ja remondikulud.

EBITDA

Segmendi EBITDA langes 1,6 mln euro võrra ehk -25% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga, olles 2024. aasta II) kvartalis 4,8 mln eurot. Segmendi EBITDA langusest pool moodustas müüdud varade EBITDA langus (-0,8 mln eurot) ning ülejäänud pool Iru koostootmisjaama EBITDA langus 0,8 mln euro võrra 4,8 mln eurole. Iru EBITDA languse põhjustas peamiselt madalamast töökindlusest tingitud madalam energiatoodang ning kasvanud hooldus-ja remondikulud, mida tasakaalustas soojuse piirhinna tõus võrreldes võrdlusperioodiga.

EBITDA, mln € -1,6 (-25,1%)

Päikeseenergia

Päikeseenergia segment sisaldab lisaks opereerivatele päikeseelektrijaamadele ka investeerimisotsusega kinnitatud päikeseparkide arendusi ja päikeseteenust. Alates 2024. aasta I kvartali aruandest (s.h. on arvutatud ümber

13%

EBITDA osakaal III kv 2024

võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali

uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) sisalduvad investeerimisotsusteta päikeseparkide arenduskulud, päikeseparkide juhtimiskulud ning päikese arendustiimide kulud päikese segmendi asemel segmendis "Muud".

Elektritoodangud ja -hinnad

III kvartalis 2024 oli päikeseenergia toodang 30,9 GWh, mis on 4,6 GWh (18%) kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna Estonia Kaevanduse ja Debniku päikesepargi toodangute lisandumisest võrreldes võrdlusbaasiga. 2023. aasta IV kvartalis andis esimese toodangu Estonia päikesepark Eestis ning I kvartalis 2024 hakkas tootma Debniku päikesepark Poolas. Uute varade toodang oli III kvartalis 2024 19,6 MWh. Päikeseparkide töökindlus püsis ootuspäraselt kõrgel 99,8% tasemel (võrdlusperioodil 99,7%).

Eesti päikesepargid on osaliselt avatud elektri turuhinna muutustele, uus Estonia päikesepark müüb elektrit fikseeritud hinnaga 69 €/MWh. Enamikul Poola päikeseparkidel on iga-aastaselt inflatsiooniga indekseeritav fikseeritud hind, mis 2024. aasta III kvartalis oli 125-134 €/MWh, uuel Zambrowi päikesepargil on selleks hinnaks aga 63 €/MWh.

PPA lepingute alusel müüdi päikese segmendis 2024. aasta III kvartalis 11,4 GWh elektrit keskmise hinnaga 79,7 €/MWh.

Segmendi arvutuslik teenitud elektrihind oli 73,9 €/MWh, mis oli 23% madalam võrreldes mullusega. Eesti arvutuslik teenitud elektrihind langes -34% ning Poolas -7%.

Äritulud

Päikese segmendi äritulud kasvasid 0,5 mln euro võrra. Elektritulud langesid nii Eestis kui ka Poolas väiksema elektrienergia eest teenitud hinna tõttu. Poola toetused aga suurenesid võrreldes mullusega 0,2 mln euro võrra, kuna sealne elektri turuhind (103,1 €/MWh) oli väiksem võrreldes fikseeritud hinnaga 125-134 €/MWh. Seetõttu kompenseeriti meile turuhinna ning fikseeritud hinna vaheline osa toetusena. Positiivne ühekordne mõju ärituludele summas 0,3 mln eurot tulenes kahe väiksema äsja valminud päikesepargi rendilepingute kajastamisest.

Ärikulud

Segmendi ärikulud ilma kulumita on kasvanud 0,5 mln euro võrra. Kahe väiksema äsja valminud päikesepargi rendilepingute kajastamisega kaasnes lisaks tulule ka kulu summas 0,2 mln eurot. Ülejäänud kasv tuleb opereerivate parkide muutuvkuludest, mida suurendasid Purtse päikesepargi PPA lepingute tasakaalustamiseks tehtavad elektriostud.

EBITDA

Päikese segmendi EBITDA oli 2024. aasta III kvartalis 2,0 mln eurot, mis on samal tasemel võrdlusperioodiga. EBITDA-d on positiivselt mõjutanud mõnevõrra kõrgem toodang (+4,6 MWh), kuid langenud on arvutuslik teenitud hind (-22,2 €/MWh). III kvartalis kajastasime kahe äsja valminud päikesepargi rendilepingud, mis avaldasid positiivset mõju EBITDA-le summas 0,1 mln eurot.

* (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang

Investeeringud

Grupi investeeringud olid 2024. aasta III kvartalis 76,9 mln eurot, mida on 10,4 mln eurot vähem kui võrdlusperioodil. Langus tulenes arendusinvesteeringutest, mis ulatusid 77,0 mln euroni. Sellest 55,5 mln eurot oli seotud kolme tuulepargi rajamisega: 28,9 mln eurot investeeriti Sopi-Tootsi tuuleparki ning 26,6 mln eurot Kelme I ja II tuuleparkidesse (vastavalt 15,1 ning 11,5 mln eurot). Päikeseparkide arendustest investeeriti kõige rohkem Sopi päikeseparki 2,4 mln eurot.

Seisuga 30. september 2024 oli tuuleenergia segmendi põhivarade (s.h. firmaväärtuse) saldo 1 199,7 mln eurot (sh ehituses olevate varade osakaal 52%), koostootmise segmendi saldo 91,9 mln eurot (sh ehituses 0%), päikeseenergia segmendi põhivarade saldo 131,0 mln eurot (sh ehituses 49%) ja segmendi "Muu" põhivara saldo 17,3 mln eurot (sh ehituses 72%).

Hetkel ehituses olevate varade lõpuni välja ehitamise hinnanguline maksumus on 180 mln eurot, millest enamuse moodustavad planeeritud investeeringud Kelme II tuuleparki.

Uuendatud investeerimiskriteeriumid

Me oleme üle vaadanud uute projektide investeerimispõhimõtted. Varasemalt oleme kommunikeerinud projektide tootlikkuse lävendina taset kapitali kaalutud hind (WACC) + 2% ning tulukindluse tagamise osas eesmärgina vähemalt 60% esimese 5 aasta toodangu kaetust mõne toodangu hinna riski maandava instrumendiga (näiteks PPA).

Projektide tootlikkuse baaskriteerium jääb samale WACC + 2% tasemele, kuid lisakriteeriumitena arvestame rohkem lühemaajalise tootlikkuse taset, täiendavaid riskistsenaariumite analüüse ning tõhusamat väärtusloomet Enefit Greeni aktsiainvestorite vaatest.

Projektide tulukindluse osas võtame aktiivsema hoiaku PPA portfelli osas, optimeerides seda vajadusel elektriostudega ning sihime edaspidi pigem minimaalset garanteeritud tulu taset, mis on seotud meie fikseeritud kulude taseme ning selle katmise vajadusega.

Lisaks oleme loonud raamistiku, kuidas piiratud riskidega investeerida uuematesse tehnoloogiatesse (nagu näiteks akusalvesti- ja vesinikuprojektid jms), mille puhul traditsioonilised investeerimiskriteeriumid ei pruugi olla rakendatavad.

Finantseerimine

Grupi peamised võõrkapitali allikad on investeerimis- ja likviidsuslaenud regiooni kommertspankadelt, Põhjamaade Investeerimispangalt (NIB), Euroopa Investeerimispangalt (EIB) ning Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangalt (EBRD).

septembri 2024 seisuga oli grupi intressikandvate kohustuste maht korrigeeritud soetusmaksumuses 694,0 mln eurot (30. juuni 2024: 629,0 mln eurot). Sellest moodustasid enamuse pangalaenud summas 680,3 mln eurot, sealhulgas Poola zlottides võetud laen 6,0 mln euro väärtuses.

III kvartali jooksul võttis Enefit Green kasutusse 125 miljonit eurot pangalaene. Kvartali jooksul sõlmiti 100 miljoni euro suurune investeerimislaenu leping EBRDga, uus 20 miljoni euro suurune likviidsuslaen OP pangaga et asendada kvartali jooksul sama suurt tähtajani jõudnud likviidsuslaenu SEB pangaga, ning pikendati 10 miljoni euro suurust likviidsuslaenu SEB pangaga. Investeerimislaenudele kogujäägiga 144,4 miljonit eurot on sõlmitud intressimäära vahetuslepingud, fikseerides nende intressimäärad vahemikus 1,049% kuni 1,125% (pluss marginaal) kuni vastavate laenude lõpptähtajani. Keskmine välja võetud pangalaenude intressimäär 30. september 2024 seisuga oli 4,19% (30. juuni 2024: 4,23%).

septembri 2024 seisuga oli sõlmitud kuid kasutusele võtmata laenude jääk 260 miljonit eurot, sellest 210 miljonit eurot moodustavad investeerimislaenud ja 50 miljonit likviidsuslaenud.

Pangalaenude tagasimaksegraafik, mln €

Laenulepingute eritingimused

Grupi laenulepingud sisaldavad mõningaid eritingimusi, mis seavad grupi konsolideeritud majandusnäitajatele teatud piirmäärad. Seisuga 30. september 2024 täitis grupp kõiki laenulepingutes sätestatud nõudeid.

Finantseerimise ja tootluse suhtarvud

Laenukohustuste maksimaalse taseme määramisel arvestab juhtkond finantsvõimenduse suhtarve ning netovõla/EBITDA kordajat.

mln €	30.09.2024	31.12.2023
Võlakohustused	694,0	486,4
Miinus: raha	-31,4	-65,7
Netovõlg	662,7	420,7
Omakapital	731,9	717,2
Investeeritud kapital	1 394,6	1 137,9
EBITDA (viimased 12 kuud)	106,6	105,9
Ärikasum (viimased 12 kuud)	66,4	65,3
Puhaskasum (viimased 12 kuud)	61,9	55,8

Finantsvõimendus (1)	48%	37%
Netovõlg/EBITDA	6,22	3,97
Investeeritud kapitali tootlus (2)	4,8%	5,7%
Omakapitali tootlus (3)	8,5%	7,8%
Intressikatte kordaja (4)	4,5	7,9

Netovõlg/EBITDA Finantsvõimendus

(1) Finantsvõimendus = netovõlg / (netovõlg + omakapital)

(2) Investeeritud kapitali tootlus = viimase 12 kuu ärikasum / (netovõlg + omakapital)

(3) Omakapitali tootlus = viimase 12 kuu puhaskasum / omakapital

(4) Intresskatte kordaja= viimase 12 kuu EBITDA/ intressikulu

Riskijuhtimine

Enefit Greeni kaks peamist aktiivselt juhitavat turu- ja finantsriski on elektrienergia müügi hinnarisk ja intressimäära risk.

Elektrienergia müügi hinnarisk

Elektrihinna riski maandatakse kombinatsiooniga

erinevate riiklike taastuvenergia toetustest (FIP, CfD jm toetusskeemid), mida saavad grupi erinevad olemasolevad tootmisvarad ning
elektrimüügilepingutest (ingl. k. Power Purchase Agreement, PPA).

Lühiajaline vaade: elektrihinna riskide juhtimine 2024. aastal

Oleme vähendanud neljanda kvartali elektrienergia toodangu prognoosi varasemalt 753 GWh tasemelt 645 GWh tasemele (+56% kasvu võrreldes IV kvartaliga 2023). Prognoosi langetamise põhjuseks on oodatust aeglasem tootmise käivitumine Sopi-Tootsi ja Kelme I tuuleparkides. Võttes arvesse uuendatud neljanda kvartali prognoosi ootame oma tootmisvaradelt käesoleva aasta kokkuvõttes 1,84 TWh elektritoodangut, millest opereerivate varade oodatav elektritoodang on 1,35 TWh ning valmivate ja ehituses olevate varade toodang 0,48 TWh.

PPA lepingutega on 2024. aasta oodatavast elektritoodangust kaetud 1,22 TWh ehk 66,3% keskmise hinnaga 66,5 €/MWh. 2024. aasta kolmandas kvartalis jätkas Enefit Green 2024 aasta PPA portfelli aktiivset juhtimist, arvestades vähendatud neljanda kvartali toodangu

prognoosiga, hinnaootustega ja muude riskifaktoritega. Selle tulemusena vähendasime 2024. aasta IV kvartali PPA kogust Baltikumi hinnapiirkonnas 56,0 GWh võrra, kasutades selleks nii füüsilisi PPA kui finantsswapi lepinguid. Enefit Green plaanib jätkata aktiivset PPA portfelli juhtimist tulevikus, balansseerides hinnariski maandamist ning baaskoormuse PPA-dega seotud ostude riski juhtimist. Graafik illustreerib Enefit Greeni elektriportfelli oodatavat kujunemist 2024. aasta kvartalite lõikes, kus I, II ja III kvartali andmed kajastavad juba realiseerunud tulemusi.

Pikaajalised elektrimüügilepingud

Varasema praktika kohaselt on Enefit Green arendusprojekti lõpliku investeerimisotsuse tegemise hetkeks reeglina fikseerinud elektrienergia müügihinna 60%-le vastava arendusprojekti esimese viie aasta prognoositavast toodangust. Samuti on Enefit Green kasutanud PPAsid opereeriva elektritootmisportfelli hinnariski maandamiseks. Kolmandas kvartalis oleme uuendanud oma investeerimiskriteeriume loobudes ülaltoodud fikseeritud hinnaga toodangu osakaalu eesmärgist ning sihime edaspidi pigem minimaalset garanteeritud tulu taset.

aasta kolmandas kvartalis uusi pikaajalisi PPA lepinguid ei sõlmitud. Seisuga 30. september 2024 on Enefit Green sõlminud PPA lepinguid (k.a. finantsswapid) perioodile oktoober 2024 kuni detsember 2033 8 674 GWh ulatuses keskmise hinnaga 71,1 EUR/MWh.

	2024	2025	2026	2027	2028	Periood 2024- 2028 kokku
FiT/CfD meede**	1%	1%	1%	1%	1%	1%
Kogus (GWh)	26	26	26	27	27	132
Hind***, EUR/MWh	111,7	114,9	117,2	119,2	121,6	117,0
FiP toetus**	25%	9%	3%	3%	2%	7%
Kogus (GWh)	461	258	91	83	80	974
Hind***, EUR/MWh (lisandub elektri turuhinnale)	50,2	50,2	53,7	53,7	53,7	51,1
PPA ja finantsswapid**	66%	55%	49%	48%	38%	50%
Kogus (GWh)	1 221	1 533	1 534	1 549	1 219	7 057
Hind***, EUR/MWh	66,5	64,8	64,8	69,0	76,4	68,0

Enamiku sõlmitud PPA lepingute vastaspooleks on Eesti Energia AS (7 787 GWh ulatuses). Enefit Greeni eeldatavast elektritoodangust aastatel 2024-2028 on PPA lepingutega kaetud 49,8% keskmise hinnaga 68,0 €/MWh.

Aastateks 2029 kuni 2033 on Enefit Green sõlmitud PPA lepinguid kokku 2 458 GWh ulatuses keskmise hinnaga 79 EUR/MWh.

Riiklikud toetusmeetmed

Osa Enefit Greeni Eesti elektritoodangust saab jätkuvalt taastuvenergia toetust, mida makstakse lisaks elektrienergia müügihinnale (ingl. k. Feed-in-Premium, FiP). Enefit Greeni eeldatavast elektritoodangust aastatel 2024 – 2028 on FiP toetusmeetmetega kaetud 7% keskmise FiP määraga 51,1 EUR/MWh.

Fikseeritud hinnaga toetusmeetmete osakaal on oluliselt vähenenud. Enefit Greeni eeldatavast elektritoodangust aastatel 2024 – 2028 on vaid 1% kaetud fikseeritud hinnaga toetusmeetmetega (Poola hinnavahelepingud, Contract for Difference, CfD) keskmise hinnaga 117,0 EUR/MWh.

Prognoositavad tootmismahud opereerivatelt ja ehitatavatelt tootmisvaradelt ning nende kaetus PPA-de ja erinevate taastuvenergia toetusmeetmetega, GWh

Koduturgude elektrihindade prognoos

Kolmandate osapoolte avaldatavad Balti turgude elektri hinnaprognoosid**** on jäänud võrreldes meie eelmises kvartaliaruandes avaldatuga sarnastele tasemetele. Poola ja Soome hinnaprognoose on aga korrigeeritud aastate 2025, 2026 ja 2027 osas kuni 10% võrra allapoole. Pikemaajalisi hinnaprognoose pole märkimisväärselt muudetud.

Poola ja Soome lähiaastate senisest madalamaid hinnaprognoose selgitatakse heitmekvootide hindade langusega ja vähenenud elektritarbimise kasvu ootustega, mis tuleneb tööstussektori väljakutsetest ja vesiniku elektrolüüserite poolse oodatava nõudluse vähenemisest.

* Hinnapõrand – vähempakkumise käigus saadud riigi toetus hinnapõranda näol tasemega 34,9 EUR/MWh (maksimaalselt 20 EUR/MWh) ning pikkusega 12 aastat

** Vastava meetmega kaetud eeldatava toodangu osakaal. Eeldatav toodang sisaldab opereerivate ning ehituses olevate varade prognoositud toodangut

*** Vastava meetmega kaetud toodangu kaalutud keskmine müügihind või toetus.

**** 2025E – 2034E elektrihindade prognoosid on arvutatud keskmisena analüüsifirmade SKM, Volue ja Thema prognoosidest (SKM Market Predictor Long-Term Power Outlook - May 2024, Volue Long Term Price Forecast - September 2024, Thema Power Market Outlook – September 2024). Tegemist on nominaalhindadega, mille puhul on eeldatud ühtlast 2% inflatsioonimäära.

Lühendatud konsolideeritud auditeerimata raamatupidamise vahearuanne III kvartal 2024

Lühendatud konsolideeritud kasumiaruanne

tuhandetes eurodes	Lisa	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Müügitulu	9	33 833	39 660	123 900	146 111
Taastuvenergia toetus ja muud äritulud	10	9 656	4 832	26 762	17 051
Valmis- ja lõpetamata toodangu varude jääkide muutus		0	3 434	0	3 266
Kaubad, toore, materjal ja teenused	11	-22 485	-26 011	-57 069	-71 386
Tööjõukulud		-2 159	-2 634	-6 747	-8 025
Põhivara kulum, amortisatsioon ja allahindlus		-10 157	-10 218	-29 328	-29 740
Muud tegevuskulud		-3 182	-3 388	-9 850	-10 716
ÄRIKASUM		5 506	5 675	47 668	46 561
Finantstulud		316	747	1 342	2 345
Finantskulud		-443	-1 115	-1 185	-1 897
Neto finantstulud (-kulud)		-127	-368	157	448
Kasum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse		62	45	13	85
KASUM ENNE TULUMAKSUSTAMIST		5 441	5 352	47 838	47 094
Tulumaks		6	-326	-5 004	-10 405
ARUANDEPERIOODI KASUM		5 447	5 026	42 834	36 689

Tava ja lahustunud puhaskasum aktsia kohta
Kaalutud keskmine aktsiate arv, tuh	6	264 276	264 276	264 276	264 276
Tava puhaskasum aktsia kohta, EUR	6	0,021	0,019	0,16	0,12
Lahustunud puhaskasum aktsia kohta, EUR	6	0,021	0,019	0,16	0,12

Lühendatud konsolideeritud koondkasumiaruanne

tuhandetes eurodes	Lisa	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
ARUANDEPERIOODI KASUM		5 447	5 026	42 834	36 689
Muu koondkasum Kirjed, mida võib edaspidi ümber klassifitseerida kasumiaruandesse:
Rahavoo riskimaandamisinstrumentide ümberhindlus (s.h. ümberklassifitseerimised kasumiaruandesse)	5, 7	-3 300	662	-455	1 202
Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed	7	66	-349	125	53
Aruandeperioodi muu koondkasum (-kahjum)		-3 234	313	-330	1 255

ARUANDEPERIOODI KOONDKASUM KOKKU		2 213	5 339	42 504	37 944

Kokku lühiajalised kohustused 106 410 97 203 Kokku kohustused 770 127 584 733 Kokku omakapital ja kohustused 1 502 071 1 301 923

Lühendatud konsolideeritud finantsseisundi aruanne

tuhandetes eurodes	Lisa	30.09.2024	31.12.2023	tuhandetes eurodes	Lisa	30.09.2024	31.12.2023
VARAD				OMAKAPITAL
Põhivara				Emaettevõtja aktsionäridele kuuluv kapital ja reservid
Materiaalne põhivara	4	1 322 861	1 027 057	Aktsiakapital		264 276	264 276
Immateriaalne põhivara		59 741	59 891	Ülekurss	6	60 351	60 351
Varade kasutusõigus		8 619	9 097	Kohustuslik reservkapital		8 291	5 556
Ettemaksed põhivara eest	4	41 902	55 148	Muud reservid	5, 7	162 996	163 451
Edasilükkunud tulumaksuvara		1 486	2 013	Realiseerimata kursivahed	7	-37	-162
Investeerinud sidusettevõtjatesse		524	548	Jaotamata kasum		236 067	223 718
Tuletisinstrumendid	5, 7	3 450	5 054	Kokku omakapital		731 944	717 190
Pikaajalised nõuded		1 353	0	KOHUSTUSED
Kokku põhivara		1 439 935	1 158 808	Pikaajalised kohustused
				Võlakohustused	8	630 552	454 272
Käibevara				Sihtfinantseerimine		2 865	3 010
Varud		5 611	3 180	Tuletisvaba lepinguline kohustus	5, 7	12 412	12 412
Nõuded ostjate vastu		6 518	8 618	Edasilükkunud tulumaksukohustused		12 416	12 497
Muud nõuded		8 385	16 380	Muud pikaajalised võlad		5 466	5 331
Ettemaksed		7 780	30 084	Eraldised		7	8
Tuletisinstrumendid	5	2 480	3 806	Kokku pikaajalised kohustused		663 717	487 530
Raha ja raha ekvivalendid		31 362	65 677	Lühiajalised kohustused
		62 135	127 745	Võlakohustused	8	63 494	32 126
Müügiootel ettevõtte varad		0	15 370	Võlad hankijatele		23 825	29 464
Kokku käibevara		62 135	143 115	Muud võlad		17 175	24 981
Kokku varad		1 502 071	1 301 923	Eraldised		2	6
				Tuletisvaba lepinguline kohustus	5	1 913	5 674
						106 410	92 251
				Müügiks hoitavate varadega otseselt seotud kohustused		0	4 952

Lühendatud konsolideeritud rahavoogude aruanne

tuhandetes eurodes	Lisa	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Rahavood äritegevusest
Äritegevusest saadud raha	12	23 346	18 977	89 511	77 320

Makstud intressid ja laenukulud		-9 601	-2 999	-22 042	-7 136
Laekunud intressid		213	127	904	645
Makstud tulumaks		-4 518	-9 970	-5 389	-11 175
Kokku rahavood äritegevusest		9 440	6 135	63 984	59 654
Rahavood investeerimisest
Tasutud materiaalse ja immateriaalse põhivara
soetamisel		-84 615	-86 191	-297 558	-235 672
Tasutud tütarettevõtete soetamisel		0	0	0	-6 174
Laekunud kapitalirendi nõuded		2	1	12	2
Laekunud materiaalse põhivara müügist		27	0	27	0
Sidusettevõtjatelt laekunud dividendid		0	24	0	24
Laekunud äri müügist (miinus loovutatud raha ja		0	0	16 879	0
raha ekvivalendid)
Neto rahavood investeerimisest		-84 586	-86 166	-280 640	-241 820
Rahavood finantseerimisest
Saadud pangalaenud	8	125 020	70 000	280 020	160 000
Tagasi makstud pangalaenud	8	-59 219	-17 137	-72 311	-28 314
Tagasi makstud liisingkohustuste põhiosamaksed	8	-178	-97	-383	-276
Laekumised intressimäära vahetuslepingute		1 513	0	3 763	0
realiseerimisest Makstud dividendid		0	0	-27 749	-54 969
Neto rahavood finantseerimisest		67 137	52 766	183 341	76 441

Neto rahavoog		-8 010	-27 265	-34 315	-105 725

Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi algul		39 372	52 996	65 677	131 456
Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi lõpul		31 362	25 731	31 362	25 731
Kokku raha ja raha ekvivalentide muutus		-8 010	-27 265	-34 315	-105 725

Lühendatud konsolideeritud omakapitali muutuste vahearuanne

tuhandetes eurodes	Aktsiakapital	Ülekurss	Kohustuslik reservkapital	Muud reservid	Realiseerimata kursivahed	Jaotamata kasum	Kokku omakapital
Omakapital seisuga 31.12.2022	264 276	60 351	3 259	166 419	-762	225 190	718 733
Aruandeperioodi kasum	0	0	0	0	0	36 689	36 689
Aruandeperioodi muu koondkasum/(-kahjum)	0	0	0	1 202	53	0	1 255
Aruandeperioodi koondkasum kokku	0	0	0	1 202	53	36 689	37 944
Kohustuslik reservkapitali suurendamine	0	0	2 296	0	0	-2 296	0
Makstud dividendid	0	0	0	0	0	-54 970	-54 970
Kokku aktsionäride poolt tehtud ning aktsionäridele tehtud väljamaksed, mis on kajastatud otse omakapitalis	0	0	2 296	0	0	-57 266	-54 970
Omakapital seisuga 30.09.2023	264 276	60 351	5 555	167 621	-709	204 613	701 707
Omakapital seisuga 31.12.2023	264 276	60 351	5 556	163 451	-162	223 718	717 190
Aruandeperioodi kasum	0	0	0	0	0	42 834	42 834
Aruandeperioodi muu koondkasum/(-kahjum)	0	0	0	-455	125	0	-330
Aruandeperioodi koondkasum kokku	0	0	0	-455	125	42 834	42 504
Kohustusliku reservkapitali suurendamine	0	0	2 736	0	0	-2 736	0
Makstud dividendid	0	0	0	0	0	-27 749	-27 749
Kokku aktsionäride poolt tehtud ning aktsionäridele tehtud väljamaksed, mis on kajastatud otse omakapitalis	0	0	2 736	0	0	-30 485	-27 749
Omakapital seisuga 30.09.2024	264 276	60 351	8 291	162 996	-37	236 067	731 944

Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad

1. Oluliste arvestuspõhimõtete kokkuvõte

Käesolev lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuanne on koostatud kooskõlas rahvusvahelise raamatupidamisstandardiga IAS 34 "Vahefinantsaruandlus" ja ei sisalda kõiki lisasid, mida tavapäraselt sisaldab raamatupidamise aastaaruanne, mistõttu tuleks seda lugeda koos grupi 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta raamatupidamise aastaaruandega, mis on koostatud kooskõlas rahvusvaheliste finantsaruandluse standarditega (IFRS), nagu Euroopa Liit on need vastu võtnud.

Raamatupidamise vahearuande koostamisel on kasutatud samu arvestuspõhimõtteid nagu kasutati 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta raamatupidamise aastaaruande koostamisel.

Raamatupidamise vahearuande koostamisel peab juhtkond tegema otsuseid ning kasutama hinnanguid ja eeldusi, mis mõjutavad arvestuspõhimõtete rakendamist ja aruandes kajastatud varade ja kohustuste ning tulude ja kulude summasid. Tegelikud tulemused võivad hinnangutest erinevaks kujuneda. Arvestuspõhimõtete rakendamisel tehtud olulised juhtkonna otsused ja peamised hinnangute ebakindluse allikad kattuvad olulisel määral nendega, mida on kirjeldatud 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta kohta koostatud konsolideeritud raamatupidamise aastaaruandes.

Käesolev vahearuanne ei ole auditeeritud ega muul moel kontrollitud audiitorite poolt.

2. Finantsriskide juhtimine

Grupi tegevusega kaasnevad mitmed finantsriskid: tururisk (mis hõlmab valuutariski, õiglase väärtuse ja rahavoogude intressimäära riski ning hinnariski), krediidirisk ja likviidsusrisk. Lühendatud raamatupidamise vahearuanne ei sisalda kogu informatsiooni grupi finantsriskide juhtimise kohta, mis tuleb avalikustada raamatupidamise aastaaruandes. Seetõttu tuleks käesolevat vahearuannet lugeda koos grupi 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta kohta koostatud raamatupidamise aastaaruandega. Detailsem ülevaade finantsriskidest on välja toodud riskijuhtimise peatükis.

Grupp kasutab intressimäära riskide juhtimiseks intressimäära vahetustehinguid. Intressimäära risk on risk, et finantsinstrumentide õiglane väärtus või rahavood kõiguvad tulevikus turu intressimäära muutuste tõttu. Rahavoogude intressimäära risk tekib grupi ujuva intressimääraga võlakohustustest ning seisneb ohus, et finantskulud suurenevad, kui intressimäärad tõusevad. Intressiriski vähendatakse osaliselt fikseeritud intressimääraga võlakohustuste võtmise kaudu ja osaliselt ujuva intressimääraga laenude võtmise kaudu, mille puhul intressimäärade vahetustehingute abil fikseeritakse laenude intressikulud. Intressimäära vahetustehingud on välja toodud lisas 5.

Grupp käsitab kapitalina omakapitali ja võõrkapitali (laenukohustusi). Kapitalistruktuuri säilitamiseks või muutmiseks võib grupp muuta dividendi määra, maksta tagasi sissemakstud kapitali, emiteerida uusi aktsiaid, müüa varasid eesmärgiga vähendada finantskohustusi ja kaasata võõrkapitali (võtta laene). Juhtkond hindab laenu võtmisel grupi võimet teenindada laenude põhiosa- ja intressimakseid äritegevuse rahavoost ning alustab vajadusel aegsalt läbirääkimisi olemasolevate laenude refinantseerimiseks enne laenulepingute tähtaegumist. Täpsemalt finantseerimise suhtarvude ja võlakohustuste kohta leiab infot Tegevusaruande Finantseerimise peatükist.

3. Segmendiaruandlus

Grupis on eristatud kolm peamist tegevusvaldkonda, mida esitatakse eraldi avalikustatavate segmentidena, ja väiksemad tegevusvaldkonnad, mis on esitatud koos kui "muud". Juhatus kasutab grupi majandustulemuste hindamiseks ja juhtimisotsuste tegemiseks segmendiaruandlust, kus Enefit Green AS-i segmendid on määratletud vastavalt äriüksuste peamistele tegevusvaldkondadele. Kõik grupi opereeritavad tootmisüksused on jaotatud tegevussegmentidele vastavalt nende energiatootmise viisile. Muud sisemised struktuuriüksused on jaotatud segmenti "muu".

Tuuleenergia (koosneb opereerivatest tuuleparkidest ja investeerimisotsusega arendusprojektidest. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) sisalduvad tuuleparkide aredusmeeskondade kulud ning ilma investeerimisotsuseta tuuleparkide arenduskulud tuule segmendi asemel segmendis "Muud");
Koostootmine (koosnes kuni 2023. aasta lõpuni Iru, Paide, Valka ja Brocēni koostootmisjaamadest ning pelletitehasest. 2023. aasta neljandas kvartalis teatasime Paide, Valka ja Brocēni koostootmisjaamade ning pelletitehase müügist. Brocēni koostootmisjaama ja pelletitehase müügitehing teostati enne 2023. aasta lõppu. Paide ja Valka koostootmisjaama tehing jõustus 1. märtsil 2024. Alates Paide ja Valka müügitehingu jõustumisest märtsis, moodustub koostootmise segmendi Iru koostootmisjaam);
Päikeseenergia (sisaldab opereerivaid päikeseelektrijaamasid, päikesevaldkonna arendusi ja päikese-teenust. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) sisalduvad päikeseparkide arendamisega seotud juhtimiskulud, ilma investeerimisotsuseta päikeseparkide arendused päikese segmendi asemel segmendis "Muud");
Muud (sh hüdroenergia, kombineeritud taastuvenergialahendused, kesksed arendus- ja juhtimisüksused. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud ümber

võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) ka tuule- ja päikesearenduste meeskondade kulud, meretuuleparkide arendused, ilma investeerimisotsuseta tuule- ja päikesearendused).

Segment "Muud" sisaldab tegevusvaldkondi, mille osakaal üksikult nii grupi müügitulust kui ka EBITDA-st on ebaoluline. Ükski nendest tegevusvaldkondadest ei ületa kvantitatiivseid kriteeriume, mille puhul oleks nõutav nende kohta eraldiseisva informatsiooni avalikustamine.

Segmendi tulud hõlmavad tulusid ainult välistelt klientidelt, mis on saadud vastavate kaupade või teenuste müügist. Kuna segmendid põhinevad väljapoole müüdavatel kaupadel ja teenustel, siis need tehingud ei sisalda grupiüksuste vahelisi segmentide tehinguid.

Juhatus hindab segmentide tulemusi peamiselt EBITDA alusel, aga jälgib lisaks ka ärikasumit. Finantstulusid ja -kulusid, tulumaksukulu ning kasumit või kahjumit kapitaliosaluse meetodil kajastatavatelt investeeringutelt sidusettevõtetesse ei jaotata segmentide vahel.

Grupi põhivarad on jaotatud segmentidele vastavalt nende kasutuseesmärgile. Kohustusi ega käibevara segmentidele ei jaotata. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest jagame kapitaliseeritud intressikulusid segmentidesse (s.h. on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus), varasemalt oli kogu summa näidatud segmendis "Muud".

Majandustulemused segmentide kaupa
------------------------------------	--	--

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
MÜÜGITULU
Tuuleenergia	23 395	23 544	91 740	83 564
Koostootmine	7 652	13 388	25 947	56 289
Päikeseenergia	2 702	2 446	5 906	5 700
Kokku avalikustatavad segmendid	33 749	39 378	123 593	145 553
Muud	83	282	306	557
Kokku	33 833	39 660	123 899	146 110
TAASTUVENERGIA TOETUS JA MUUD ÄRITULUD
Tuuleenergia	8 143	3 463	16 892	11 927
Koostootmine	1 007	1 150	8 531	4 382
Päikeseenergia	490	213	1 304	728
Kokku avalikustatavad segmendid	9 640	4 827	26 727	17 037
Muud	16	5	36	15
Kokku	9 657	4 832	26 762	17 052
EBITDA
Tuuleenergia	12 294	10 887	59 417	54 450
Koostootmine	4 824	6 442	23 655	27 089
Päikeseenergia	2 011	1 952	4 558	4 484
Kokku avalikustatavad segmendid	19 129	19 281	87 629	86 023

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
INVESTEERINGUD PÕHIVARASSE
Tuuleenergia	72 217	83 567	275 718	214 162
Koostootmine	501	665	863	1 423
Päikeseenergia	3 102	2 815	32 007	34 066
Kokku avalikustatavad segmendid	75 820	87 048	308 588	249 651
Muud	1 032	240	2 879	4 139
Kokku	76 852	87 287	311 467	253 791

tuhandetes eurodes	30.09.2024	31.12.2023
PÕHIVARA
Tuuleenergia	1 199 732	948 412
Koostootmine	91 894	97 747
Päikeseenergia	131 003	96 484
Kokku avalikustatavad segmendid	1 422 628	1 142 643
Muud	17 308	16 165
Kokku	1 439 936	1 158 808

4. Materiaalne põhivara

tuhandetes eurodes	Maa	Hooned	Rajatised	Masinad ja seadmed	Lõpetamata ehitus	Ettemaksed	Kokku
Materiaalne põhivara seisuga 31.12.2023
Soetusmaksumus	63 982	22 299	44 796	747 900	458 834	55 148	1 392 959
Kogunenud kulum	0	-9 788	-25 439	-275 527	0	0	-310 754
Kokku materiaalne põhivara seisuga 31.12.2023	63 982	12 511	19 357	472 373	458 834	55 148	1 082 205
Aruandeperioodil toimunud liikumised
Investeeritud põhivara soetusesse	419	3 129	13 590	76 016	216 174	2 036	311 364
Müüdud põhivara jääkväärtuses	0	0	0	-130	0	0	-130
Valuuta ümberarvestuse kursivahed	0	2	5	155	37	2	201
Ümberklassifitseerimine	0	0	0	15 295	-11	-15 284	0
Arvestatud kulum ja allahindlus	0	-403	-1 151	-27 324	0	0	-28 878
Kokku aruandeperioodil toimunud liikumised	419	2 728	12 444	64 012	216 200	-13 246	282 557
Materiaalne põhivara seisuga 30.09.2024
Soetusmaksumus	64 401	25 430	58 391	839 236	675 034	41 902	1 704 394
Kogunenud kulum	0	-10 191	-26 590	-302 851	0	0	-339 632
Jääkmaksumus seisuga 30.09.2024	64 401	15 239	31 801	536 385	675 034	41 902	1 364 762

Grupp on sõlminud ehitus- ja arenduslepinguid, mis ei ole bilansis kohustusena kajastatud ning mille üle peetakse arvestust bilansiväliselt. Grupil on 30.09.2024 seisuga ehituslepingutest tulenevaid kohustusi summas 151 709 tuhat eurot (31.12.2023: 368 953 tuhat eurot). Arenduslepingutest tulenevaid kohustusi on 30.09.2024 seisuga summas 85 095 tuhat eurot (31.12.2023 seisuga 17 400 tuhat eurot). Arendusprojektide maksete ajastus ja suurus sõltuvad lepingus sätestatud teatavate arenduseesmärkide saavutamisest ja asjakohaste nõuete täitmisest.

5. Tuletisvaba lepinguline kohustus, tuletisinstrumendid ja riskimaandamisarvestus

Tuletisinstrumente kajastatakse esmasel arvele võtmisel õiglases väärtuses tuletisinstrumendi lepingu sõlmimise kuupäeval ja hinnatakse edaspidi ümber nende õiglasele väärtusele. Väärtuse muutusest tekkinud kasumi või kahjumi kajastamise meetod sõltub sellest, kas tuletisinstrument on määratletud riskimaandamisinstrumendina ja kui on, siis maandatava objekti olemusest. Grupp kasutab 30.09.2024 seisuga rahavoo riskimaandamisinstrumente, mille eesmärgiks on maandada intressiriski, mis tekib ujuva intressimääraga laenudest.

Tehingu sõlmimisel dokumenteerib grupp riskimaandamisinstrumentide ja maandatavate objektide vahelise suhte, riskimaandamise eesmärgid ja erinevate riskimaandamistehingute sooritamisestrateegia. Samuti dokumenteerib grupp, kas riskimaandamistehingutes kasutavate tuletisinstrumentide ja maandatavate objektide rahavoogude muutuste vahel on majanduslik seos. Riskimaandamise alustamisel dokumenteerib grupp riskimaandamise ebaefektiivsuse allikad. Riskimaandamise ebaefektiivsus arvutatakse igal aruandeperioodil ja kajastatakse kasumiaruandes.

Riskimaandamise tuletisinstrumentide kogu õiglast väärtust liigitatakse kas pikaajalise vara või kohustusena, kui riskimaandamisvahendi järelejäänud realiseerumiseperiood on pikem kui 12 kuud, ja lühiajalise vara või kohustusena, kui riskimaandamisvahendi järelejäänud realiseerumise periood on lühem kui 12 kuud.

Rahavoo riskimaandamisena määratletud ja selleks kvalifitseeruvate tuletisinstrumentide õiglase väärtuse muutuse efektiivset osa kajastatakse muus koondkasumiaruandes. Ebaefektiivse osaga seotud kasumit või kahjumit kajastatakse koheselt kasumiaruandes saldeerituna muudes ärituludes või muudes tegevuskuludes. Emaettevõttega sõlmitud tuletisinstrumentide esmasel kajastamisel tekkinud õiglast väärtust kajastatakse otse omakapitali kaudu, kui selle tehingu majanduslik sisu on majanduslikku kasu sisaldavate ressursside jaotamine emaettevõttele.

Omakapitalis kajastatud summad klassifitseeritakse ümber kasumiaruandesse nendel perioodidel, mil maandatav objekt mõjutab kasumit või kahjumit (näiteks, kui leiab aset maandatud prognoositav müük).

Kui riskimaandamisinstrument aegub või müüakse või kui maandamine ei vasta enam riskimaandamise arvestusekriteeriumidele, jääb omakapitalis sisalduv kumulatiivne kasum või kahjum omakapitali ja kajastatakse kasumiaruandes eeldatava tulevikusündmuse lõplikul kajastamisel. Kui prognoositava tehingu toimumist enam ei eeldata, kajastatakse omakapitalis sisalduv riskimaandamisinstrumendi kasum või kahjum kasumiaruandes kohe saldeerituna muudes ärituludes või muudes tegevuskuludes.

Finantsinstrumentide õiglase väärtuse määramise erinevad tasemed on määratletud järgmiselt:

• Tase 1: identsete varade või kohustuste (korrigeerimata) noteeritud hinnad aktiivsetel turgudel;

Tase 2: muud sisendid kui 1. tasemele liigitatavad noteeritud hinnad, mis on vara või kohustuste puhul kas otseselt või kaudselt jälgitavad;
Tase3: vara või kohustuste puhul mittejälgitavad sisendid.

Aktiivsel turul mittekaubeldavate finantsinstrumentide õiglane väärtus määratakse hindamistehnikate abil. Hindamistehnikates kasutatakse nii palju kui võimalik jälgitavaid turuandmeid, kui need on kättesaadavad, ja toetutakse nii vähe kui võimalik grupi enda hinnangutele. Instrument liigitatakse tasemele 3, kui üks või mitu olulist sisendit ei baseeru jälgitavatel turuandmetel.

Tuletisvaba lepinguline kohustus

aastal maandas grupp oma riskipositsiooni elektrihinna volatiilsuse suhtes baaskoormuse vahetustehingute tuletislepingutega. Antud tuletisinstrumentide puhul oli grupp ujuva hinna maksja ja vastaspool fikseeritud hinna maksja. Grupp kohaldas antud rahavoogudega seonduvate riskide maandamiseks riskimaandamisarvestust.

Grupp leppis vastaspoolega (Eesti Energia AS) kokku tuletislepingute lõpetamises ja nende asendamises fikseeritud hinnaga füüsilise tarne lepingutega (EFET-i lepingud, EFET – European Federation of Energy Traders), millel on samad mahud, hinnad ja tähtajad.

Grupp jätkas riskimaandamisarvestuse rakendamist avatud tuletisinstrumentide positsioonide suhtes kuni 17. augustini 2021, kajastades tuletisinstrumentide õiglase väärtuse muutust kuni EFET-i üldlepingu allkirjastamise kuupäevani. Tuletisinstrumentide kohustuse väärtus suurenes tehingupäeva -10 781 tuhandelt eurolt -23 207 tuhandele eurole seisuga 31. detsember 2021 seoses elektrihinna muutumisega ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021. Vastav negatiivne õiglase väärtuse muutus (-12 426 tuhat eurot) kajastub muus koondkasumis, kuna ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021 ei olnud riskimaandamise instrumentideks liigitatud tulevikutehingute puhul tuvastatud olulisi ebaefektiivsuse allikaid. Tuletisinstrumente hinnati õiglases väärtuses kuni EFET-i üldlepingu sõlmimise hetkeni (hindamine seisuga 17. augustil 2021). Nende bilansiline väärtus, mis on liigitatud lepinguliseks kohustuseks, ei muutu enne, kui saabub EFET-i üldlepingus määratletud ajaperiood 2023-2027.

EFET-i üldleping vastab oma tarbe erandile ja seepärast ei käsitata seda finantsinstrumendina, mida peab IFRS 9 kohaselt mõõtma õiglases väärtuses, vaid täitmisele kuuluva lepinguna IFRS 15 "Kliendilepingutest saadav müügitulu" alusel, kusjuures müügitulu kajastatakse fikseeritud ühiku väärtuse alusel alles siis, kui toimub elektrienergia tarnimine perioodil 2023–2027. Tuletislepingute asendamise hetkel EFET-i üldlepinguga ei kajastatud kasumit ega kahjumit. EFET-i üldlepingu sõlmimisel liigitati tuletisinstrumentide kohustuse bilansiline väärtus vastaval kuupäeval (-23 207 tuhat eurot) ümber lepinguliseks kohustuseks, mis suurendab järk-järgult kajastatavat müügitulu kuni EFET i üldlepingu täitmiseni. Antud müügitulu kasvu kompenseerib osaliselt lõpetatud riskindamaandamisarvestuse alusel elektrienergia riskimaandamisreservi

EFET-i lepingute kohane elektrienergia tarneperiood algas 1. jaanuaril 2023, millest tulenevalt hakkas vähenema lepingulise kohustuse jääk. 2024. aasta esimese kolme kvartaliga vähenes kohustuse jääk 4 008 tuhat eurot ja oli seisuga 30. september 2024 -14 078 tuhat eurot (30. september 2023: -19 652 tuhat eurot). Vastavad muudatused tehti ka grupi rahavoogude riskimaandamisreservis ja kasumiaruandes. 2024. aasta jooksul tehakse järgmised kanded ülalmainitud reservidesse ning kasumiaruandesse:

tuhandetes eurodes	Lisa	I kv 2024	II kv 2024	III kv 2024	IV kv 2024	Kokku
Tuletisvaba lepinguline kohustus		-2 012	-911	-1 085	-1 666	-5 674
Elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv	7	1 086	711	679	827	3 303
Tuletisinstrumentide tulud	9	926	199	406	840	2 371

Intressimäära vahetustehingud (swap-tehingud)

ja pikaajaliseks summas 12 412 tuhat eurot.

Seisuga 30. september 2024 oli grupil sõlmitud kolm intressimäära vahetustehingut kolme laenu intressimäära riski maandamiseks:

Intressimäära vahetustehing nominaalsummas 66 087 tuhat eurot, mille puhul grupp saab 6 kuu EURIBOR-i ning maksab fikseeritud intressimäära 1,1%. Grupp kasutab intressimäära vahetustehingut selleks, et maandada intressiriski, mis tekib ujuva intressimääraga laenust, mis võeti välja 30. septembril 2022.
Intressimäära vahetustehing nominaalsummas 45 833 tuhat eurot, mille puhul grupp saab 3-kuu EURIBOR-i ning maksab fikseeritud intressimäära 1,049%. Grupp kasutab intressimäära vahetustehingut selleks, et maandada intressiriski, mis tekib ujuva intressimääraga laenust, mis võeti välja 24. septembril 2022.
Intressimäära vahetustehing nominaalsumma jäägiga 32 501 tuhat eurot, mille puhul grupp saab 6-kuu EURIBOR-i ning maksab fikseeritud intressimäära 1,125%. Grupp kasutab intressimäära vahetustehingut selleks, et maandada intressiriski, mis tekib ujuva intressimääraga laenust, mis võeti välja 30. juunil 2022.

Intressimäära vahetustehingud on määratletud rahavoo riskimaandamise instrumentideks. Riskimaandamisinstrumentide (intressimäära vahetustehingud) ja riskimaandamisobjektide (laenulepingud) vahel eksisteerib majanduslik suhe, sest seisuga 30. september 2024 ühtisid kõikide intressimäära vahetustehingute põhilised tingimused laenulepingute tingimustega (nominaalsummad, valuutad, tähtajad, maksegraafikud). Riskimaandamise tulevikutehingud on sõlmitud 1:1 suhtes. Riskimaandamise efektiivsuse testimiseks kasutab grupp hüpoteetilise tuletisinstrumendi meetodit ja võrdleb intressimäära vahetustehingute õiglase väärtuse muutusi laenulepingute õiglase väärtuse muutustega.

Potentsiaalsed ebaefektiivsuse allikad võivad tuleneda järgmistest põhjustest:

Grupi või intressimäära vahetustehingu vastaspoole krediidiriski muutus. Krediidiriski mõju tõttu võib majanduslik suhe riskimaandamisobjekti ja riskimaandamisinstrumendi vahel tasakaalust välja minna ning võib tekkida olukord, kus riskimaandamisobjekti ja riskimaandamisinstrumendi väärtused ei liigu enam vastassuunas. Grupi juhtkonna hinnangul on äärmiselt ebatõenäoline, et krediidiriskist saaks tekkida oluline ebaefektiivsus.

Riskimaandamisinstrumentide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 30. September 2024 oli järgmine:

tuhandetes eurodes	Nominaal summa	Bilansiline maksumus (vara)	Bilansiline maksumus (kohustus)	Finantsseisundi aruande kirje nimetus	Õiglase väärtuse muutus*	Kasumiaruandes kajastatud ebaefektiivsus	Riskimaandamisreservist kasumiaruandesse ümber liigitatud summad*
Swap-tehingud	144 421	5 927	0	Tuletisinstrumendid	-3 003	0	-977

*võrreldes 30.06.2024 seisuga, kajastatud muus koondkasumiaruandes

Riskimaandamisobjektide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 30. september 2024 oli järgmine:

tuhandetes eurodes	Õiglase väärtuse muutus, mida kasutati ebaefektiivsuse arvutamisel	Riskimaandamisreservis kajastatud summad	Riskimaandamisreservis kajastatud summad, mille puhul riskimaandamisarvestust enam ei rakendata
Ujuva intressimääraga laenud	5 927	5 927	0

Õiglane väärtus on arvutatud kasutades kolmanda osapoole mudelit, mida kinnitab tehingupartneri kinnitus.

Grupi sisemiste arvutuste alusel leitakse intressimäära vahetustehingute õiglane väärtus oodatavate tuleviku rahavoogude nüüdisväärtusena tuginedes turul vaadeldavatel EURIBOR-i intressikõveratel. Õiglase väärtuse hinnangu tegemisel võetakse arvesse grupi ning vastaspoole krediidiriski, mis arvutatakse krediidiriski vahetustehingute või võlakirjade hindadest tuletatud krediidiriski vahede põhjal. Intressimäära vahetustehingud on liigitatud õiglase väärtuse tasemele 2.

6. Aktsiakapital

Seisuga 30. september 2024 oli Enefit Green ASil registreeritud 264 276 232 aktsiat (30. september 2023: 264 276 232 aktsiat). Aktsia nimiväärtus on 1 euro.

Tava puhaskasumi arvutamiseks aktsia kohta on emaettevõtja omanike osa kasumist jagatud bilansipäevade arvuga kaalutud keskmise emiteeritud aktsiate arvuga. Kuna potentsiaalselt emiteeritavaid lihtaktsiaid ei ole, on lahustunud puhaskasum aktsia kohta kõigil perioodidel võrdne tava puhaskasumiga aktsia kohta.

Tava ja lahustunud puhaskasum aktsia kohta kaalutud keskmise aktsiate arvuga

	Ühik	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Emaettevõtja omanike osa kasumist	tuh euro	5 447	5 026	42 834	36 689
Kaalutud keskmine aktsiate arv	tuh	264 276	264 276	264 276	264 276
Tava puhaskasum aktsia kohta	euro	0,021	0,019	0,16	0,12
Lahustunud puhaskasum aktsia kohta	euro	0,021	0,019	0,16	0,12

7. Muud reservid

tuhandetes eurodes	30.09.2024	31.12.2023
Muud reservid perioodi algul	163 289	165 657
sh realiseerimata kursivahede reserv	-162	-762
sh intressimäära vahetuslepingute rahavoo riskimaandamisreserv	8 860	14 626
sh elektrienergia rahavoo riskimaandamisreserv hinnariski maandamiseks	-9 628	-12 426
sh emaettevõttega tehtud tuletistehingute esmane õiglane väärtus	-10 781	-10 781
sh vabatahtlik rahastamise reservid	175 000	175 000
Rahavoogude riskimaandamisinstrumentide õiglase väärtuse muutus
sh intressimäära vahetuslepingute rahavoo riskimaandamisreserv	213	-2 221
Elektrienergia rahavoo riskimaandamisreservi vähenemine	2 474	2 798
Ümberklassifitseerimised muust koondkasumist, kajastatud intressikulu vähenemisena	-3 143	-3 545
Välismaiste tütarettevõtete ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed	125	600
Muud reservid perioodi lõpul	162 958	163 289
sh realiseerimata kursivahede reserv	-37	-162
sh intressimäära vahetuslepingute rahavoo riskimaandamisreserv	5 930	8 860
sh elektrienergia rahavoo riskimaandamisreserv hinnariski maandamiseks	-7 154	-9 628
sh emaettevõttega tehtud tuletistehingute esmane õiglane väärtus	-10 781	-10 781
sh vabatahtlik rahastamise reservid	175 000	175 000

8. Võlakohustused soetusmaksumuses

		Lühiajalised võlakohustused			Pikaajalised võlakohustused
tuhandetes eurodes	Intress	Pangalaenud	Rendikohustused*	Pangalaenud	Rendikohustused*	Kokku
Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 31.12.2023	3 967	27 414	745	445 174	9 098	486 398
Aruandeperioodil toimunud liikumised
Rahalised liikumised
Lisandunud võlakohustus	0	57 500	0	222 520	0	280 020
Võlakohustuse tagasimaksmine	-21 751	-72 311	-564	0	0	-94 626
Mitterahaline liikumine
Lisandunud võlakohustus	21 928	0	4	0	27	21 959
Ümberklassifitseerimine	156	46 406	-19	-46 562	19	0
Laenukulude amortisatsioon	0	0	0	30	0	30
Valuutakursi muutuste mõju	2	18	0	74	0	94
Muud liikumised	0	0	0	0	172	172
Kokku aruandeperioodil toimunud liikumised	335	31 613	-579	176 062	218	207 649
Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 30.09.2024	4 302	59 027	166	621 236	9 316	694 047

*Rendikohustuste tagasimaksed summas 564 tuhat eurot sisaldavad nii põhiosa tagasimakseid summas 383 tuhat eurot kui ka tasutud intresse summas 181 tuhat eurot.

9. Müügitulu

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Tegevusvaldkondade lõikes
Kaupade müük
Pelletite müük	0	4 209	0	22 806
Vanametalli müük	94	137	324	592
Muu kaupade müük	12	14	71	40
Kokku kaupade müük	106	4 360	395	23 438

Teenuste müük
Soojusenergia müük	1 472	1 008	5 030	5 931
Elektrienergia müük	28 408	30 500	106 679	103 784
Jäätmete vastuvõtt ja edasimüük	3 292	3 596	10 970	12 048
Vara rent ja hooldus	209	77	459	614
Muude teenuste müük	346	119	367	296
Kokku teenuste müük	33 727	35 300	123 505	122 673
Kokku müügitulu	33 833	39 660	123 900	146 111

Märkus: Alates detsembrist 2023 kajastatakse elektri tuletisinstrumentidest saadud tulu elektrienergia müügi real. Seoses sellega on parandatud III kv 2023 ja 9 k 2023 ridu "elektrienergia müük" vastavalt +401 tuhande ja +1 511 tuhande euro võrra.

10. Taastuvenergia toetus ja muud äritulud

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Taastuvenergia toetus	4 271	4 227	15 643	15 850
Sihtfinantseerimine	49	135	197	370
Kasum äri müügist	0	0	4 958	0
Muud äritulud	5 336	470	5 964	831
Kokku muud äritulud	9 656	4 832	26 762	17 051

Märkus: Alates detsembrist 2023 kajastatakse elektri tuletisinstrumentidest saadud tulu elektrienergia müügi real. Seoses sellega on eemaldatud ülal tabelist rida "tuletisinstrumentide tulud" summas 906 tuhat eurot I kv 2023, 204 tuhat eurot II kv 2023 ja 401 tuhat eurot III kv 2023 ehk kokku 1 511 tuhat eurot 9 k 2023.

Märtsis 2024 toimunud Valka ja Paide koostootmisjaamade müügist teeniti kasumit 4 958 tuhat eurot. I kvartali aruandes kajastati müügi kasumina ekslikult 5 759 tuhat eurot. Üle kajastatud kasum summas 801 tuhat eurot, mis tekkis grupisisese laenunõude müügi hetkel maha kandmata jätmisest, on korrigeeritud II kvartali numbrites real "Kasum äri müügist". Tegemist on mitterahalise korrigeerimisega, millel puudub mõju grupi rahavoogudele.

Septembris 2024 jõudis Enefit Green GE Vernovaga kokkuleppele seoses Akmene tuulepargi ehituse käigus toimunud intsidendiga, mille tagajärjel varises kokku üks tuulik. Läbirääkimiste tulemusena leppisid Enefit Green ja GE Vernova seoses nimetatud intsidendiga kokku poolte vahel sõlmitud Akmene tuulepargi turbiinide tarnelepingu muudatuses, mis sisaldab kompensatsiooni 8,2 miljoni euro väärtuses, millest 3,9 miljonit tasus GE Vernova Enefit Greenile rahas ning ülejäänud summa tasaarveldati omavaheliste nõuete ja kohustustega. 8,2 miljonist eurost 5,3 miljonit eurot on kajastatud muudes ärituludes ning 1,6 miljonit eurot varasemalt tehtud investeeringute vähendusena. 1,3 miljoni euro ulatuses sõlmiti GE Vernova ja Enefit Greeni vahel täiendavad kokkulepped, millel puudus mõju Enefit Greeni finantstulemustele.

11. Kaubad, toore, materjal ja teenused

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Hooldus- ja remonditööd	5 151	5 377	12 089	12 512
Tehnoloogiline kütus	96	5 614	1 438	20 344
Elektrienergia	15 161	13 515	38 855	33 707
Tuhakäitlusega seotud teenused	355	411	1 321	1 449
Transporditeenused valmistoodangu müügiks Materjalid ja varuosad toodangu valmistamiseks	0	465	0	1 337
	433	288	1 010	1 060
Ülekandeteenused	415	122	997	344
Jäätmete käitlemine	270	116	467	295
Loodusvarade ressursimaks	1	1	3	4
Muud kaubad, toore, materjal ja teenused	69	40	184	128
Saastemaks	534	62	705	206
Kokku kaubad, toore, materjal ja teenused	22 485	26 011	57 069	71 386

12. Äritegevusest laekunud raha

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023
Kasum enne tulumaksustamist	5 441	5 352	47 838	47 094
Korrigeerimised
Materiaalse põhivara kulum ja väärtuse langus	10 124	10 110	29 228	29 414
Immateriaalse põhivara amortisatsioon ja väärtuse langus	33	108	99	326
Põhivara soetamiseks saadud sihtfinantseerimise amortisatsioon	-49	-135	-196	-370
Intressikulu võlakohustustelt	368	132	783	573
Kasum äri müügist	0	0	-4 958	0
Kasum (kahjum) kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse	-25	-21	24	-62
Kahjum põhivara müügist	104	0	104	0
Intressi- ja muud finantstulud	-213	-127	-905	-645
Muud investeerimise kasumid/kahjumid	0	-24	0	-24
Kahjum (kasum) muudest mitterahalistest tehingutest	-2	0	11	0
Kursikahjum (kasum) välisvaluutas antud ja võetud laenudelt	42	-270	92	72
Realiseerunud kasum tuletisinstrumentidest	-287	-401	-1 288	-1 510
Korrigeeritud kasum enne maksustamist	15 537	14 724	70 833	74 867
Äritegevusega seotud käibevarade netomuutus
Äritegevusega seotud nõuete muutus	-311	-3 030	2 050	1 456
Varude muutus	186	-4 912	-2 105	-4 950
Muu äritegevusega seotud käibevarade netomuutus	3 636	-18 580	27 253	-18 955
Kokku äritegevusega seotud käibevarade netomuutus	3 138	-26 522	27 197	-22 449
Äritegevusega seotud kohustuste netomuutus
Eraldiste muutus	0	0	-5	-1
Võlgnevuse muutus hankijatele	412	19 111	-7156	22 446
Muu äritegevusega seotud kohustuste netomuutus	4 260	11 664	-1 358	2 457
Kokku äritegevusega seotud kohustuste netomuutus	4 671	30 775	-8 519	24 902
Äritegevusest saadud raha	23 346	18 977	89 511	77 320

13. Tehingud ja saldod seotud osapooltega

Enefit Green ASi emaettevõte on Eesti Energia AS. Eesti Energia ASi ainuomanik seisuga 30. september 2024 on Eesti Vabariik.

Enefit Green ASi lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande koostamisel on loetud seotud osapoolteks omanikke, teisi samasse gruppi kuuluvaid äriühinguid (grupi ettevõtteid), tegev- ja kõrgemat juhtkonda ning eespool loetletud isikute lähedasi pereliikmeid ja valitseva või olulise mõju all olevaid ettevõtteid. Samuti on loetud seotud osapoolteks kõik üksused, kus riigil on valitsev või oluline mõju.

Grupp on rakendanud avalikustamiserandit ja jätnud avalikustamata eraldivõetuna ebaolulised tehingud ja saldod valitsuse ja teiste seotud osapooltega, kuna riigil on nende osapoolte üle valitsev, ühine valitsev või oluline mõju.

Enefit Green AS ja tema tütarettevõtted toodavad taastuvenergiat, mida müüakse vahetult kolmandatele osapooltele (sh elektribörsile Nord Pool). Emaettevõte Eesti Energia AS osutab Enefit Greenile haldusteenuseid seoses nimetatud müügiprotseduuriga. Mainitud teenusega seotud kulud kajastatakse tabelis real "Teenuste ost".

Grupp avalikustab ka tehingud Eesti Vabariigi valitseva või olulise mõju all olevate ettevõtetega. Aruandeperioodil ja võrdlusperioodil tegi grupp tavapärases mahus ostu- ja müügitehinguid Eesti ülekandevõrgu operaatori Elering ASiga, mis kuulub täielikult riigile.

Seisuga 30. september 2024 on Enefit Green AS sõlminud pikaajalisi elektrienergia füüsilise tarne lepinguid seotud osapoole Eesti Energia AS-ga mahus 7 787 GWh, elektrienergia tarnimiseks perioodil oktoober 2024 kuni detsember 2033 Leedu, Eesti, Soome ja Poola elektrivõrgus. Lepingud on sõlmitud nii aastase baasenergia kui kuise baasenergia tarneks. Seotud osapoolega sõlmitud pikaajaliste elektrienergia füüsilise tarne lepingute kaalutud keskmine hind on 68,5 EUR/MWh.

aasta alguses kasutas grupp elektrihinna riski maandamiseks baaskoormuse vahetustehingute tuletislepinguid. Tuletisinstrumentide finantskohustuse esialgne õiglane väärtus summas -10 781 tuhat eurot on kajastatud otse omakapitalis.

Grupp jätkas riskimaandamisarvestuse rakendamist avatud tuletisinstrumentide positsioonide osas kuni 17. augustini 2021, kui sõlmiti EFETi üldleping ("EFET General Agreement") elektrienergia üleandmise ja vastuvõtmise kohta, lõpetades samaaegselt kõik avatud tuletislepingud. Tuletisinstrumentide kohustuse väärtus suurenes tehingupäeva -10 781 tuhandelt eurolt -23 207 tuhandele eurole seoses elektrihinna muutumisega ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021. Vastav kumulatiivne tuletisinstrumentide finantskohustuse õiglase väärtuse muutus summas -12 426 tuhat eurot kajastati muu koondkasumi ja rahavoogude riskimaandamisreservi kaudu omakapitalis (vt ka lisa 5). 30. septembri 2024 seisuga oli elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reservi saldo –7 154 tuhat eurot (vt ka lisa 5 ja 7).

tuhandetes eurodes	III kv 2024	III kv 2023	9 k 2024	9 k 2023		30.09.2024	31.12.2023
TEHINGUD					SALDOD
EMAETTEVÕTE
Teenuste ost	4 702	5 057	14 680	12 471	Nõuded	7 213	9 497
Kaupade müük	0	0	0	0	Kohustused	15 703	20 281
Teenuste müük	15 668	15 418	56 419	54 986	sh tuletisvaba lepinguline kohustus	14 156	18 086
TEISED KONTSERNI ETTEVÕTTED
Kaupade ost	0	0	0	0	Nõuded	579	314
Teenuste ost	159	912	446	2 473	Kohustused	103	62
Tulu kaupade müügist	0	0	0	0
Tulu teenuste müügist	1 529	2 087	3 272	2 829
TEISED SEOTUD OSAPOOLED (SH SIDUSETTEVÕTTED)
Teenuste ost	502	577	1 362	1 461	Nõuded	0	22
Tulu teenuste müügist	0	0	0	0	Kohustused	452	311
ELERING AS
Teenuste ost	-1 943	65	-1 461	20 124	Nõuded	2 630	5 629
Teenuste müük	4 029	4 261	15 083	16 016	Kohustused	136	33

AI Terminal

Enefit Green

2216_10-q_2024-10-31_9f66a5fb-4a79-43d1-9c62-641f83a66781.pdf

III kvartal 2024

Sisukord

Juhatuse pöördumine

Hea lugeja!

Tootmisvõimsuse areng 2023 – 2026

Ehituses arenduste portfell

Lühiajaline arendusportfell

Arendusportfelli tervikvaade

Uute varade* osatähtsus elektritoodangus on kasvamas

Majandustulemused III kvartal 2024

Majandustulemused 9 kuud 2024

360 MW Koostööleping RES Global Investmentiga varase faasi maismaatuuleparkide arendamiseks

Fookus suurte ehituste lõpuleviimisel

Tegevuskeskkond

Tegevuskeskkonda mõjutavad olulised tegurid

Elektriturg

Tuuleolud

Taastuvenergia allahindlused

Regulatiivne keskkond

Eesti

Läti

Leedu

Olulisemad sündmused

Laenulepingu allkirjastamine EBRD-ga

Innar Kaasiku juhatuse liikme volituste pikendamine

Veiko Räime juhatuse liikme volituste lõppemine

Kokkulepe GE Vernovaga seoses Akmene intsidendiga

Installeeritud tootmisvõimsuste maht kasvas 1000 megavatini

Koostöölepingu allkirjastamine Pärnu linna ja Sunlyga

Alternatiivide kaalumine Enefit Greeni edasise arengu finantseerimiseks

Majandustulemused

Toodang ja müük

Äritulud

Kvartalikeskmised elektrihinnad

Kaubad, toore, materjal ja teenused

Tööjõukulud

Muud tegevuskulud

EBITDA ja püsikulud

Grupi EBITDA muutus mõjurite lõikes, mln €

Põhivara kulum

Neto finantskulud

Tulumaks

Majandustulemused segmentide kaupa

Müüdud varad 27,0 31,5 8,8 8,7 5,8 2,7 3,2 0,3 0,1 +4,5 +0,5 -0,1 -5,8 -0,2 44,5 43,5 -5 35 Äritulud III kv 2023 Äritulud III kv 2024 Tuul Iru Päike Muu Äritulud -1,0 (-2,3%)

Grupi EBITDA jagunemine ja muutus, mln €

Tuuleenergia

Töökindlus ja toodangud

Elektrihinnad

Äritulud

Ärikulud

EBITDA

Opereerimiskulud MW kohta

Koostootmine

Elektritoodangud ja -hinnad

Soojusenergia toodangud ja hinnad

Äritulud

Ärikulud

EBITDA

Päikeseenergia

Elektritoodangud ja -hinnad

Äritulud

Ärikulud

EBITDA

Investeeringud

Uuendatud investeerimiskriteeriumid

Finantseerimine

Laenulepingute eritingimused

Finantseerimise ja tootluse suhtarvud

Riskijuhtimine

Elektrienergia müügi hinnarisk

Lühiajaline vaade: elektrihinna riskide juhtimine 2024. aastal

Pikaajalised elektrimüügilepingud

Riiklikud toetusmeetmed

Prognoositavad tootmismahud opereerivatelt ja ehitatavatelt tootmisvaradelt ning nende kaetus PPA-de ja erinevate taastuvenergia toetusmeetmetega, GWh

Koduturgude elektrihindade prognoos

Lühendatud konsolideeritud kasumiaruanne

Lühendatud konsolideeritud koondkasumiaruanne

**Uute varade* osatähtsus elektritoodangus on kasvamas**