AI Terminal
Enefit Green
Quarterly Report • Nov 2, 2023
2216_ir_2023-11-02_f9c26352-ce94-42ab-a193-697f5bb03fe2.pdf
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
III kvartal 2023
Auditeerimata vahearuanne
Sisukord
| Juhatuse esimehe pöördumine | 3 |
|---|---|
| Teekond 4X kasvu suunas | 4 |
| Ehituses arenduste portfell | 5 |
| Lühiajaline arendusportfell | 6 |
| Arendusportfelli tervikvaade | 7 |
| III kvartali tulemuste ülevaade | 8 |
| 9 kuu tulemuste ülevaade | 9 |
| Tegevuskeskkond | 10 |
| Regulatiivne keskkond | 12 |
| Olulisemad sündmused III kvartalis | 13 |
| Majandustulemused | 14 |
| Majandustulemused segmentide kaupa | 18 |
| Tuuleenergia | 19 |
| Koostootmine | 21 |
| Päikeseenergia | 23 |
| Investeeringud | 24 |
| Finantseerimine | 25 |
| Riskijuhtimine | 27 |
| Lühendatud konsolideeritud auditeerimata raamatupidamise vahearuanne III kvartal 2023 | 29 |
| Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad | 35 |
| Grupi struktuur | 46 |
Juhatuse esimehe pöördumine
Hea lugeja!
Käesoleva aasta kolmandas kvartalis leidis aset teatav elektrihindade stabiliseerumine. Kuigi hinnavõrdlused mulluse kõrge võrdlusperioodiga olid ekstreemselt negatiivsed, siis võrreldes teise kvartaliga hinnad Baltimaades tõusid ja muudel Nord Pooli turgudel jätkasid kerget langust. Peamiselt avaldavad elektrihindadele mõju langenud maagaasi hinnad, kasvanud tuuleenergia ja tugev hüdroelektrijaamade toodang.
Nord Pooli hinnapiirkonna päevasiseste elektrihindade kõikumine on olnud viimastel aastatel suur ja volatiilsus jääb püsima ka tulevikus. Kolmanda kvartali kõrgeim päeva keskmine elektrihind oli 243,7 €/MWh ning madalaim 4,9 €/MWh. Enefit Greeni arvutuslik teenitud elektrihind oli 84,9 €/MWh, mis oli 58% madalam kui 205,1 €/MWh aasta varem.
Sarnaselt varasemaga andsid kvartali elektritoodangusse tugeva 53 GWh kogupanuse meie uued ehituses olevad ja kasutusele võetud tuule- ning päikesepargid (vastavalt +38,1 ja +14,9 GWh). Kvartali elektritoodang kasvas 37% võrra 259 gigavatt-tunnini. Soojusenergia toodangu kasvuks kujunes 37% ja tootmismahuks 115 GWh.
Ehituses tuuleparkidest alustas elektri tootmist Tolpanvaara tuulepark (72 MW) Põhja-Soomes. Pärast neljakuulist seisakut sai septembrist alates taaskäivitatud Akmene tuulepargis (75 MW) Leedus 11 tuulikut 14-st. Põhjalik analüüs tuvastas, et mais toimunud tuuliku kokkuvarisemise põhjustas vigane andur, mis edastas tuuliku kontrollerile ebaõiget teavet ja põhjustas torni konstruktsioonile liigse koormuse. Jätkame ehitustöödega, et kõik 14 tuulikut oleksid valmis võrgu- ja muudeks testideks ning toodangu andmiseks novembri lõpus. Lõplikult valmis peaks Akmene tuulepark saama 2024. aasta esimese kvartali lõpuks.
Kvartali tootmistulemustele jätsid jälje tõsised töökindluse väljakutsed opereerivates tuuleparkides, eriti Leedus. Suurimat mõju avaldasid mitmed rikkelised seisakud Šilute tuulepargis, sealhulgas alajaama jaotusseadme remont. Kuigi Šilute tuulepargil on kehtiv töökindluse garantiiga täishooldusleping General Electricuga 2036. aastani, oleme otsustanud tellida sõltumatu tehnilise ekspertiisi, et tuvastada opereerimisega seotud tehnilised riskid ja nende maandamistegevused tulevikuks. Mockiai tuulepargis oli vajalik vahetada tuuliku pealaager. Mitmes Eesti tuulepargis toimusid suuremahulised planeeritud tuulikulabade hooldustööd ja kaks käigukasti vahetust.
Elektritootmist- ja hindu mõjutanud tegurid põhjustasid kolmandas kvartalis äritulude langust 26% võrra 44,5 miljoni euroni. Kuigi uued tuule- ja päikesepargid andsid olulise panuse jäi elektritoodang plaanitust väiksemaks. Akmene tuulepargi seisaku tõttu vajasid asendamist hinnariskide maandamiseks sõlmitud pikaajalised elektrilepingute kohustused. Elektriportfelli tasakaalustamiseks tehtud kõrgemate hindadega elektriostud vähendasid EBITDA-d (15,9 miljoni euro tasemele).
Püsikulude kasvu 2,2 miljoni euro võrra põhjustasid opereerimise- ja arendustegevusega seotud kulud. Peamiselt hoolduskulud, tööjõukulud ning uuringute- ja konsultatsioonide kulud, mis on vajalikud ettevõtte kasvu ja pikaajalise tegevuse kindlustamiseks.
Investeerisime möödunud kvartalis ligi 87 miljonit eurot, millest suurema osa suunasime Sopi-Tootsi (255 MW), Kelme I (80 MW) ja Tolpanvaara (72 MW) tuuleparkide ehitusse. Samuti jätkusid arendustööd pikaajalise portfelliga. Oodatud edasiminek toimus Risti tuulepargi arendusprojektiga, kui Lääne-Nigula vallavolikogu poolt sai heakskiidu eriplaneeringu esimene etapp.
Baltikumi seni suurima Sopi-Tootsi tuulepargi rajamiseks alustasime koostööd Euroopa Investeerimispangaga (EIB). Sõlmitud 180 miljoni euro suurune laenuleping ei taga mitte üksnes vajalikku rahastust, vaid kinnitab projekti jätkusuutlikkust ja ühist pühendumust kliimaeesmärkide saavutamisel.
Üleminek puhastele energiatootmise allikatele nõuab tänases geopoliitilises ja makromajanduslikus olukorras kõikide osapoolte pingutust. Hinnakasv ja intressimäärade tõus ei jäta puutumata ka taastuvenergia sektorit (tehnoloogiate, ehituse ja kapitalihinna kasv). Euroopa Liidu suundumust ja juba astutud samme arvestades on siiski üheselt selge, et meie energiasüsteem läheb taastuvenergeetikale üle ning suurim kasv tuleb tuuleenergiast. IEA (International Energy Agency) prognooside kohaselt moodustavad 2030. aastal uutest elektritootmisvõimsustest 80% taastuvelektrijaamad.
Eesootav kvartal on meie jaoks aasta olulisem ja me oleme selleks valmis. Enefit Green on kasvule suunatud ettevõte ja meil on tugev lühi- ja pikaajaline arendusprojektide portfell, millega edasi liigume. Arvestades väliskeskkonnas toimuvaid muutusi, eriti kapitali ja tuuleenergia investeeringute kallinemist, suuname oma jätkuva tegevuse lubatud kapitalitootluse tagamisele. Toodangu kõikuvusega seotud riskid ja nende mõju pikaajaliste elektrilepingute tulemusele mõjutavad Enefit Greeni tegevust ka tulevikus. Jälgime elektrituru hinnariske tähelepanelikult ja testime pidevalt oma portfellimudeleid, et riskimaandustegevus tooks ootuspärased tulemused.
Aavo Kärmas Enefit Greeni juhatuse esime
Ehituses arenduste portfell
* Opereerivaks on käesoleva aasta jooksul klassifitseeritud järgmised valminud projektid: Purtse tuulepark (21MW), Purtse päikesepark (32MW), Zambrow päikesepark (9MW). Purtse hübriidpargis on veel käimas võrgukatsed, Zambrow on võrgukatsed läbinud, ootame ametlikku tootmisluba.
** COD – Commercial Operating Date (aeg, alates millest loetakse park opereerivaks varaks)
Lühiajaline arendusportfell
NB! Arendusprojektid on pidevas muutumises.
Antud ülevaade kajastab juhatuse esialgset kokkuvõtlikku hinnangut lühiajalise arendusportfelli projektide osas seisuga 31. oktoober 2023.
Arendusportfelli tervikvaade
NB! Arendusprojektid on pidevas muutumises.
* Erinevad päikese- ja maismaatuuleparkide arendused mille lõplikke investeerimisotsuseid ei ole plaanis teha enne 2025. aastat
** Tuntud ka kui Hiiumaa meretuulepark
III kvartali tulemuste ülevaade
* Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
180 mln € Uus 12-aastane investeerimislaen Euroopa Investeerimispangalt
+53 GWh (elektrienergiat
Uutest ja ehituses olevatest tuule- ja päikeseparkidest)
9 kuu tulemuste ülevaade
* Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
+62 MW (uut opereerivat võimsust Purtse ja Zambrow)
+147 GWh (elektrienergiat Uutest ja ehituses olevatest tuule- ja päikeseparkidest)
505 mln € uusi investeerimislaene (SEB, NIB ja EIB)
74MW Sopi päikesepargi investeerimisotsus
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, 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 pikaajalisi elektrimüügilepinguid (PPA). Erinevate riiklike taastuvenergia toetusskeemide osakaal tuludes on võrreldes varasemate aastatega oluliselt vähenenud. Peamiselt puudutab see tänaseks Eesti tootmisvarasid, millele määratud 12-aastane toetusperiood ei ole veel lõppenud. Sellised Eesti tootmisvarad saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia toetust (ingl. k. Feed-in Premium ehk FiP). Järgmisena lõppeb Eesti FiP toetus ca 55GWh oodatava toodangu mahule aastal 2024, seejärel ca 363GWh toodangu mahule aastal 2025. Peale 2025. aastat on FiP toetusskeemi roll minimaalne. Täpsem ülevaade lähiaastate oodatava elektritoodangu kaetusest PPA-de ja muude riskimaandusmeetmetega (sh CfD Poolas ja uus hinnapõranda meede Eestis) 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 määravad tiputundidel elektrihinna kallimad CO2 intensiivsed tootmised ja baastundidel taastuvenergia.
III kvartali elektrihinda langetasid meie koduturgudel madalamad maagaasi hinnad, kasvav tuuleenergia toodang ning naaberriikide hüdrojaamade tugev elektritoodang.
IEA (International Energy Agency) ootab käesoleval aastal kogu Euroopa Liidu mastaabis elektrienergia nõudluse 3% langust teist aastat järjest ning jõudmist 20 aasta madalaimale tasemele. Seda põhjustab peamiselt tööstusliku nõudluse vähenemine. Elektrienergia nõudlus on nõrgenenud ka Enefit Greeni koduturgudel.
| Keskmine elektrihind (€/MWh) |
III kv 2023 | III kv 2022 | Muutus |
|---|---|---|---|
| Eesti | 95,6 | 275,0 | -65,2% |
| Läti | 101,0 | 374,8 | -73,0% |
| Leedu | 101,0 | 382,1 | -73,6% |
| Poola | 110,7 | 213,1 | -48,0% |
| Soome | 44,2 | 220,3 | -79,9% |
| Norra | 23,6 | 167,6 | -85,9% |
| Taani | 78,7 | 347,9 | -77,4% |
| Rootsi | 27,3 | 118,9 | -77,0% |
Lisaks nõudluse langusele mõjutasid hindasid Nordpooli piirkonnas tuumaelektrijaamade hooldustööd kvartali jooksul. Eesti elektri hindadele avaldasid suurimat mõju Soome Olkiluoto 2 tuumajaama hooldustööd alates augusti teisest poolest. Kui kvartali algul tõi Balti elektri hindasid madalamale tuuleenergia toodangu kasv, siis Soome tuumajaama hooldustööd viisid hinnad üles. Tulenevalt sellest hinnatõusust oli võimalik elektritootjatel toota elektrit ka maagaasist.
Traditsiooniliselt määravad piirkonna tiputundidel elektrihinna gaasielektrijaamad. Sellest ning oluliselt madalamatest maagaasi hindadest tulenevalt on tiputundide elektrihinnad käesoleva aasta III kvartali jooksul olnud madalamad võrreldes eelmise aasta sama perioodiga. 2023. aasta III kvartali kõrgeim päeva keskmine elektrihind oli 21. augustil 243,7 €/MWh (-438,4 €/MWh võrreldes 2022. aasta III kvartaliga) ning madalaim 2. juulil 4,9 €/MWh (-69,8 €/MWh võrreldes 2022. aasta III kvartaliga).
- aasta III kvartalis Hollandi gaasibörsil TTF kaubeldava maagaasi keskmine hind oli 33,8 €/MWh (-173,1 €/MWh, -83,7% võrreldes 2022. aasta III kvartaliga). Võrreldes 2023. aasta II kvartaliga on maagaasi hind marginaalselt tõusnud. Selle peamisteks põhjusteks III kvartalis olid LNG tootmisega seotud faktorid Austraalias, mis vähendas globaalset LNG pakkumist 6% võrra. Lisaks on suurenenud LNG import Aasiasse, kui 2023. aasta esimeses pooles moodustas müük Aasiasse 21% kogu müügist, siis kolmandas kvartalis moodustas see 35%. Kuigi LNG pakkumise vähenemine Euroopas survestab maagaasi hindu tõususuunas, siis ajalooliselt kõrgel tasemel Euroopa gaasivarud aitavad hindadel siiski suhteliselt stabiilsena püsida.
Ülekandekaablite kaudu jõuab Baltimaadesse Põhjamaade hüdroenergia, mis on teistel viisidel toodetud elektrist odavam. 2023. aasta III kvartalis oli keskmine hüdroressursside tase Põhjamaade hüdroreservuaarides 75,7% reservuaaride maksimumtasemest, s.o. 4,6 protsendipunkti kõrgem kui 2022. aasta III kvartalis.
Käesoleva aasta jooksul hüdroreservidesse kogunenud lume ning pinnavee maht on 17 TWh kõrgem eelmise aasta mahust, mille tulemusena on oodata 2023. aastal hüdroenergia toodangu
kasvu võrreldes eelmise aastaga. Hüdroenergia toodangu kasv langetab regionaalseid elektrihindasid, kuna vajalikku elektrit on võimalik toota suuremas koguses madalamate muutuvkuludega tootmisliikidest.
CO2 heitmekvootide suhteliselt kõrge hind on viimastel aastatel EL poolt heitmekvootide süsteemile seatud ootuste kohaselt toetanud taastuvenergia konkurentsivõimet. Heitmekvootide keskmine hind oli 2023. aasta III kvartalis 85,7 €/t kasvades 2022. aasta III kvartaliga võrreldes 7% (+5,6 €/t). Võrreldes käesoleva aasta II kvartaliga langes keskmine hind 2,9 €/t võrra, mis tulenes peamiselt suurematest kaubeldavate kvootide kogustest, tavapärasest soojematest ilmadest ning suurematest taastuvenergia toodangute prognoosidest.
Tuuleolud
Teine ja kolmas kvartal on sesoonselt nõrgemate tuuleoludega osa aastast. Käesoleva aasta kolmandas kvartalis mõõdetud keskmised tuulekiirused olid meie Eesti ja Leedu tuuleparkides viimaste aastate keskmisel tasemel – vastavalt 5,7 ja 5,6 m/s (võrdlusperioodil vastavalt 5,2 ja 5,5) ja seega oli tuuleolude mõju kergelt positiivne võrreldes eelmise aastaga. Alltoodud graafikul on näha võrdlus Eesti ja Leedu kvartalikeskmiste tuulekiiruste kohta alates 2021. aasta algusest.
Euroopa Liit
Euroopa Parlament kiitis heaks Taastuvenergia direktiivi muudatused. Euroopa uueks eesmärgiks seati toota 2030. aastal taastuvatest allikatest vähemalt 42,5% tarbitavast energiast, pürgides saavutada 45% osakaalu. Lihtsustatakse taastuvenergia kasutamiseks vajalikke loamenetlusi. Kehtestati taastuvelektrist uute transpordikütuste, sh vesiniku, tootmise reeglid.
Euroopa Komisjon avaldas tuuleenergeetika arendamist edendava meetmete paketi, millega lihtsustatakse tuuleenergeetika loamenetlusi, parandatakse tuuleenergia oksjonisüsteeme, arendatakse töötajate oskusi, rahastamist ja tarneahelate stabiilsust.
EL energeetikaministrid leppisid oktoobris kokku elektrituru reformi põhimõttelises sisus. Viimasena saavutati kokkulepe hinnavahelepingute (CfD) kasutamises nii uute taastuvelektrijaamade loomisel kui ka vanade tuumaelektrijaamade renoveerimise riskide maandamisel. Otsus võib mõjutada taastuvenergia investeerimiskeskkonda Enefit Greeni koduturgudel. EL elektrituru reformi lõplikud sõnastused peaksid selguma 2023. a. lõpuks.
Eesti
Eesti uus valitsus on alustanud seadusandluse muutmist. Avaldatud on:
- keskkonnatasude seaduse muudatused, millega suurendatakse elektri ja soojuse koostootmisjaamade makstavaid saastetasusid;
- taastuvenergia kasutuselevõtu kiirendamisega seotud seaduste muudatuste pakett;
- elektrienergia tootmiseks kasutatud kütuse aruande andmekoosseisu ning aruande täitmise ja tõendamise korra muudatused, millega soovitakse kehtestada jäätmetest elektrienergia tootmisele lisanõuded kütuse koostise uurimiseks;
- kliimaseaduse väljatöötamiskavatsus.
Konkurentsiamet korraldas avaliku konsultatsiooni põhivõrguettevõtte Elering uute võrguteenuse tasude kehtestamiseks. Muudatustega kehtestatakse elektrijaamadele võrguteenuse kuutasud lepingulise võimsuse ning tarbimiskohtade alusel, suurendades suhteliselt rohkem tuulest ja päikesest elektri tootmise kulusid. Eleringi uued võrgutasud hakkavad kehtima alates 2024. a algusest.
Läti
Läti põhivõrguettevõte astus erakorralise sammu ja peatas ajutiselt uute elektritootjate jaoks elektrivõrguga liitumiseks tehniliste tingimuste väljastamise, kui soovitavas liitumiskohas on liitumise tagamiseks vaja rekonstrueerida 330kV elektrivõrk.
Läti valitsus täiendas ministrite kabineti määrust, mis annab Latvenergo ja Läti riigimetsa majandamise ühisettevõttele Latvijas Vēja Parki eksklusiivse eelisõiguse valida välja tuuleparkidele sobivad asukohad enne teistele tuuleparkide arendajatele riigile kuuluval maal tuuleparkide arendamise õiguse enampakkumist.
Leedu
Euroopa Komisjon lubas Leedus anda kuni 193 miljoni euro suuruse toetuse 700 MW suuruse avamere tuulepargi ehitamiseks Leedu rannikumeres. Toetuse saaja valitakse välja konkursi alusel. Toetust antakse kahepoolse hinnavahelepingu (CfD) alusel 15 aastaks.
Valitsus avaldas kinnisvaramaksu seaduse eelnõu, et kehtestada kuni 2031. a lõpuni tuulest elektri tootjatele maamaksu määraks 0,5%. Nii väheneks maamaksu risk, sest kehtiva seaduse järgi on omavalitsustel õigus kehtestada tuulepargi kinnisvaramaksu määraks kuni 3%.
Alates juulist saavad taastuvatest energiaallikatest elektri tootjad taastuvenergia päritolutunnistusi ka elektri eest, mis toodeti ja anti elektrivõrku elektrijaama testimise ajal. Sellega muudeti päritolutunnistuste reeglistik tootjate suhtes õiglasemaks.
Poola
Muudeti energiaseadust ja lubati olemasolevate elektrijaamade liitumispunktidega ühendada otseliini teel teisi elektritootmisseadmeid, näiteks lisades päikesest elektri tootmise võrguühendusele tuuliku. Hübriidlahenduste lubamine vähendab uute elektrijaamade ehitamise kulusid.
Planeerimisseaduse muudatusega keelati päikesest elektri tootmise seadmete ehitamine IV klassi maadel alates 2025. aasta algusest, kui kasutatakse kiiremat protsessi võimaldavat ehitusloa menetlust. Sellega väheneb kiiresti päikesest elektri tootmise suurendamiseks kasutatav maa ning suureneb vajadus kasutada oluliselt pikemat planeerimismenetlust.
Soome
Lõppes Soome ja Luksemburgi vahelise kokkuleppe alusel läbi viidud EL esimene riikidevaheline taastuvenergia hange. Selle raames antakse 400 MW ulatuses investeerimistoetust Soomes asuvatele päikesest elektrienergia tootmisele võimsusega 5 kuni 100 MW.
Septembris kujunes Soome tuuleelektri diskontoks 61%, mis on kõigi aegade suurim. Kuid Soome kaugkütteturu regulatsioon, mis ei reguleeri administratiivselt soojuse hinda, võimaldab efektiivselt kasutada elektrist soojuse tootmist (power to heat). Soomes juba tehtud power to heat lahenduste investeerimisotsused viitavad, et selliselt reguleeritud turul hakkab tuulest elektri tootjate minimaalset müügihinda kujundama soojuse hind.
Olulisemad sündmused III kvartalis
Nurgakivi Baltikumi võimsamale ja moodsaimale taastuvenergia tootmisalale
Panime nurgakivi Sopi-Tootsi taastuvenergia tootmisalale. Rajame ammendunud Tootsi turbamaardlale nii tuule- kui ka päikesepargi, anname praegusele väheväärtuslikule maale uue otstarbe ja katame pea kümnendiku kogu Eesti tänasest elektritarbimisest.
Paigaldame 38 tuulikut koguvõimsusega 255 megavatti ja ehitame ligikaudu 112 000 kahepoolsest päikesepaneelist koosneva 74 megavatise võimsusega päikeseelektrijaama. Tuule- ja päikesepargi prognoositav aastane kogutoodang on kokku 750 gigavatt-tundi.
Esimene elekter Tolpanvaara tuulepargist
Põhja-Soomes asuv Tolpanvaara tuulepark andis võrku esimese elektrit. Praeguseks on kõik 13 tuulikust püstitatud ja käib tuulikute testimine ning seadistamine. Täies mahus peaks tuulepark hakkama elektrit tootma aasta lõpus. Valmides hakkab Tolpanvaara tuulepark tootma ligi 250 gigavatt-tundi elektrit aastas, kattes sellega ligi 40 000 Soome kodumajapidamise aastase elektritarbimise.
Enefit Green investeerib tuulepargi ehitusse ligi 83 miljonit eurot. Investeering kaetakse suures osas pikaajaliste elektri ostu-müügi lepingutega, mis on võimalikud tänu taastuvenergiast ja elektrilepingu tingimuste fikseerimisest huvitatud tarbijatele.
Laenuleping Euroopa Investeerimispangaga
Enefit Green ja Euroopa Investeerimispank sõlmisid 180 miljoni euro suuruse laenulepingu Sopi-Tootsi tuulepargi ehitamiseks. Tegemist on Eesti seni suurima üksikinvesteeringuga maismaa tuuleenergiasse. Laenuperiood on 12 aastat.
Uus laenuraha on oluline osa Enefit Greeni käimasoleva investeerimisprogrammi rahastamisest. Samuti toetab see kliimameetmeid kui ka ühtekuuluvust, vähendab Eesti süsinikudioksiidiheitmeid ning panustab kliimaneutraalsusesse.
Kinnitati Lääne-Nigula tuuleenergeetika eriplaneeringu esimene etapp
Lääne-Nigula vallavolikogu kinnitas Lääne-Nigula tuuleenergeetika eriplaneeringu esimese etapi. Otsus annab Enefit Greenile õiguse minna edasi Risti tuulepargi arendamisega.
Enefit Green jõudis koostöös valla ja kohalike elanikega kokkuleppele, et rajab kuni 25 tuulikut, kõrgusega kuni 270 meetrit. Eriplaneeringu teises etapis liigutakse edasi detailsema lahendusega pannes paika tuulikute täpsed asukohad.
Kahtlustused seoses võimaliku väärkäitumisega
Kolmandas kvartalis leidsid aset kaks kahetsusväärset üksteisest sõltumatut vahejuhtumit, mis said alguse Enefit Greeni siseauditi algatatud sisejuurdlusest ja anti piisavate tõendite ilmnemisel üle vastavate riikide õiguskaitseorganitele. Mõlemad juhtumid olid seotud erinevate väärkäitumise episoodidega seoses erinevate hankemenetlustega. Ühel juhul peeti Eestis õiguskaitseorganite poolt kinni kaks Enefit Greenile kuuluva Iru elektrijaama töötajat, teisel juhul peeti Leedus sealsete õiguskaitseorganite poolt kinni ühe Enefit Greeni hankemenetluses osalenud Poola ettevõtte töötaja.
Enefit Greeni kehtib nulltolerants igasuguse ebaeetilise ja petturliku käitumise suhtes, mis puudutab nii töötajaid kui ka meie partnerorganisatsioone.
Enefit Green on avaldanud mõlema juhtumi kohta börsiteated ning ei saa käimasolevate uurimiste tõttu lisainfot avaldada.
Hetkeolukord Akmene tuulepargis
Peale neljakuulist põhjalikku analüüsi mai alguses Akmene tuulepargis aset leidnud intsidendi juurpõhjuse väljaselgitamiseks otsustas Enefit Greeni juhatus septembri alguses alustada intsidendist puutumata tuulikute järk-järgulist taaskäivitamist ning oktoobri lõpu seisuga töötavad Akmene tuulepargis 11 tuulepargi 14-st tuulikust.
Enefit Greeni juhtkonna eesmärgiks on kogu Akmene tuulepargi ehitus lõpuni viia 2024. aasta I kvartali lõpuks.
Majandustulemused
Enefit Green grupi 2023. aasta III kvartali äritulud langesid 26% ja ärikulud kasvasid 4% võrreldes eelmise aasta sama ajaga, mille tulemusena EBITDA langes 51% võrra 15,9 mln euro tasemele. Kvartali puhaskasum kahanes 17,9 mln euro võrra 5,0 mln euroni. Järgnevalt on välja toodud peamised majandustulemusi mõjutanud asjaolud.
Toodang ja müük
| III kv 2023 | III kv 2022 | Muutus | Muutus % | ||
|---|---|---|---|---|---|
| Elektri netotoodang | GWh | 259 | 189 | 70 | 37% |
| s.h. uutest tuule- ja päikeseparkidest |
GWh | 53 | - | 53 | - |
| Elektri müük* | GWh | 364 | 201 | 164 | 82% |
| Soojusenergia toodang | GWh | 115 | 84 | 31 | 37% |
| Pelleti toodang | tuhat tonni |
38 | 39 | -1 | -2% |
| Pelleti müük | tuhat tonni |
17 | 39 | -22 | -56% |
Äritulud
Äritulud kokku langesid 15,8 mln euro võrra, sh. müügitulud langesid 18,0 mln euro ja taastuvenergia toetused ning muud äritulud kasvasid 2,2 mln euro võrra. Müügitulude 18,0 mln euro suurusest langusest tulenes 11,0 mln eurot elektri müügist, mille peamiseks mõjuriks olid elektri turuhinnad. Grupi koduturgude keskmine elektrihind** oli III kvartalis 97,8 €/MWh (võrdlusperioodil 317,7 €/MWh). Grupi keskmine arvutuslik teenitud elektrihind*** oli aruandeperioodil 84,9 €/MWh (võrdlusperioodil 205,1 €/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 III kvartalis 2023 82,2 €/MWh, aasta varem 285,2 €/MWh. 2023. aasta III kvartalis müüdi turule 163 GWh elektrit, võrdlusperioodil 120 GWh.
PPA-dega oli III kvartalis meie portfellist kaetud 202 GWh keskmise hinnaga 80,9 €/MWh, aasta varem müüdi elektrit PPA-de ning FiT (Feed-In Tariff) taastuvenergia toetuse põhise tulumudeli kaudu 81 GWh keskmise hinnaga 72,1 €/MWh. PPA-dega kaetud toodangu osakaal ja hinnad järgnevate aastate lõikes on välja toodud riskijuhtimise peatükis.
* 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
| III kv 2023 |
III kv 2022 | Muutus | Muutus % | |
|---|---|---|---|---|
| ÄRITULUD kokku | 44,5 | 60,3 | -15,8 | -26% |
| Müügitulu | 39,3 | 57,3 | -18,0 | -31% |
| Taastuvenergia toetus jm | ||||
| äritulud | 5,2 | 3,0 | 2,2 | 74% |
| ÄRIKULUD kokku (v.a. | ||||
| kulum) | 28,6 | 27,5 | 1,1 | 4% |
| Kaubad, toore ja | ||||
| materjalid | 26,0 | 25,0 | 1,0 | 4% |
| Tööjõukulud | 2,6 | 2,0 | 0,6 | 30% |
| Muud tegevuskulud | 3,4 | 2,6 | 0,8 | 32% |
| Varude jääkide muutus | -3,4 | -2,0 | -1,4 | 69% |
| EBITDA | 15,9 | 32,7 | -16,8 | -51% |
| Põhivara kulum ja | ||||
| väärtuse langus | 10,2 | 9,6 | 0,6 | 6% |
| ÄRIKASUM | 5,7 | 23,1 | -17,4 | -75% |
| Netofinantstulud (-kulud) | -0,4 | -0,3 | -0,1 | 44% |
| Kasum kapitaliosaluse | ||||
| meetodil | 0,0 | 0,1 | -0,1 | -63% |
| Tulumaks | 0,3 | 0,0 | 0,3 | - |
| PUHASKASUM | 5,0 | 22,9 | -17,9 | -78% |
| ÄRIKULUD kokku (v.a. | ||||
| kulum) | 28,6 | 27,5 | 1,1 | 4% |
| Muutuvkulud (sh | ||||
| bilansienergia ost) | 20,5 | 20,3 | 0,2 | 1% |
| Püsikulud | 11,5 | 9,3 | 2,2 | 24% |
| Varude jääkide muutus | -3,4 | -2,0 | -1,4 | 69% |
Pelleti müügitulud olid kahe kvartali võrdluses 3,0 mln euro võrra madalamad. Pelleti keskmine müügihind tõusis aastaga 32%. 2022. aasta III kvartalis oli hind 182,6 €/tonni kohta, 2023. aasta III kvartalis 240,6 €/tonni kohta. III kvartalis müüdi pelleteid 17 tuhat tonni, võrdlusperioodil 39 tuhat tonni.
Soojusenergia toodang suurenes 31 GWh tasemele 115 GWh (võrdlusperioodil 84 GWh) ning hind vähenes mullusega võrreldes 14% (-1,8 €/MWh). Kõrgema toodangu ning madalama hinna koosmõjul suurenes soojusenergia müügitulu 1,3 mln euro võrra.
Võrdlusperioodi müügitulud olid 3,2 mln euro võrra kõrgemad, kuna müügituludes kajastus päikeseteenuse laovarude müügist saadud tulu. Võrdlusperioodil otsustasime loobuda päikeseteenuse "võtmed kätte" lahenduste pakkumisest ning müüsime sellega seotud laovaru.
*** Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päevette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
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 kaks graafikut.
- aasta III kvartalis ostsime turult elektrit 110 GWh keskmise hinnaga 116,5 €/MWh, aasta varem 16 GWh keskmise hinnaga 337,7 €/MWh (hinnad ja kogused ei sisalda pelletitootmiseks ostetud elektrit). 2022. aasta III kvartalis oli turult oste tunduvalt vähem, kuna osa toodangust oli fikseeritud hinnaga FiT toetusskeemi all ning PPA mahud olid väga väikesed. Suuremaid elektriostukulusid põhjustas ka oodatust madalam elektritoodang. Graafikul näidatud koduturgude elektrihind on Enefit Greeni toodangumahtudega kaalutud kvartalikeskmine hind Balti ja Poola turgudel. Käesoleva aasta kolmandas kvartalis oli see 97,8 €/MWh, võrdlusperioodil 317,7 €/MWh.
Kvartalikeskmised elektrihinnad
| III kv 2022 |
IV kv 2022 |
I kv 2023 |
II kv 2023 |
III kv 2023 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Turule müüdud elektri müügihind |
285,2 | 179,0 | 82,4 | 63,7 | 82,2 |
| PPA (kuni IV kv 2022 ka FiT) hind |
72,1 | 126,2 | 89,8 | 83,5 | 80,9 |
| Realiseerunud ostuhind | 337,7 | 271,1 | 116,7 | 83,8 | 116,5 |
| Koduturgude keskmine elektrihind* |
317,7 | 221,5 | 100,5 | 78,7 | 97,8 |
| Arvutuslik teenitud elektrihind** |
205,1 | 163,0 | 101,4 | 89,9 | 84,9 |
* Grupi koduturgude toodangutega kaalutud keskmine börsihind
** (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
Muud äritulud
Muid äritulusid mõjutas 2023. aasta III kvartalis enim taastuvenergia tasu suurenemine kvartalite võrdluses 1,4 mln euro võrra. Taastuvenergia tasu suurenemist III kvartalis mõjutas 0,7 mln euro ulatuses Poola päikeseparkide taastuvenergia tasu. Võrdlusperioodil maksime Poolas kasutusel olevate hinnavahelepingute (CfD – ingl k Contract for Difference) alusel taastuvenergia tasusid tagasi 0,7 mln euro ulatuses. 2023.aasta III kvartalis Poolast saadud taastuvenergia tasud olid 16 tuhat eurot. Poola taastuvenergia tasu mõjule lisaks kasvas taastuvenergia tasu Eesti opereerivates tuuleparkides (+0,3 mln eurot) ning Iru elektrijaamas (+0,4 mln eurot). Taastuvenergia tasu on seotud toodetud kogusega. Kuigi mullu kolmandas kvartalis lõppesid Vanaküla ja Virtsu III tuuleparkide taastuvenergia toetused (võrdlusperioodi ärituludes 0,2 mln eurot), ületas mõlemal perioodil toetust saavate tuuleparkide toodang võrdlusperioodi 13,6 GWh võrra (parkide mõju ärituludele +0,5 mln eurot). Iru elektrijaama taastuvenergia toodang 10,5 GWh (võrdlusperioodil 6,2 GWh) suurendas äritulusid võrreldes võrdlusperioodiga 0,4 mln eurot.
Muid äritulusid mõjutas positiivselt summas 0,4 mln eurot 2021. aastal tekkinud tuletisvaba lepingulise kohustuse saldo vähendamine seoses vastavate PPA lepingute osalise täitmisega ning Šilute tuulepargi madala töökindluse eest saadav trahv summas 0,4 mln eurot. Tuletisvaba lepinguline kohustus tuleneb varasematest elektrienergia vahetuslepingutest, mis konverteeriti füüsilise elektrimüügi lepinguteks (PPA). Seoses sellega tuletisvaba lepingulise kohustuse vähenemine ei oma mõju rahavoole ning vastav elektrimüügi rahaline arveldus toimub PPA lepingute alusel.
Kaubad, toore, materjal ja teenused
Kaupade, toorme, materjali ja teenuste kulugrupp kasvas 1,0 miljoni euro võrra ehk 4%. Peamine muutus leidis aset elektrienergia kuludes (kasv 5,6 mln eurot), mis tulenes Nord Pooli päevasiseselt turult portfelli balansseerimiseks ostetud elektrist ja madala tuulega tundidel PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavatest elektrienergia ostudest, mida kasvatas ka oodatust väiksem tootmismaht. Turult ostetud elektri kogused ja hinnad on välja toodud äritulude peatükis. Muud otsekulud toodanguks kulugrupp vähenes 5,4 mln euro võrra, kuna 2022. aasta keskpaigas väljusime "võtmed kätte" päikeseteenuse ärist.
Tööjõukulud
Grupi tööjõukulud kasvasid 30% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. Kasv tulenes täiskohaga töötajate arvu suurenemisest 172-lt 192-le kahe kvartali võrdluses ning olemasolevate töötajate palgatõusust. Uued töötajad on lisandunud peamiselt arendusvaldkonnas toetamaks meie kasvuplaani kõigil koduturgudel.
Muud tegevuskulud
Muud tegevuskulud kasvasid 32% ehk 0,8 mln euro võrra. Peamine kasv tulenes arendusprojektide uuringu ja konsultatsioonikulude suurenemisest. Mõningane kasv oli veel IT ja kindlustuskuludes.
Varude jääkide muutus
Varude jääkide muutus näitab, kuidas muutus pelletite laojääk perioodil ehk teisisõnu võtab kokku, kui palju toodeti ja kui palju müüdi pelleteid vastaval perioodil. Pelleteid toodeti 38 tuhat tonni (2022 III kvartal: 39 tuhat tonni) ning müüdi 17 tuhat tonni (2022 III kvartal: 39 tuhat tonni). Varude jääkide muutus oli summas -3,4 mln eurot (-2,0 mln eurot võrdlusperioodil). Pelleti keskmine müügihind tõusis aastaga 32%. 2022. aasta III kvartalis oli hind 182,6 €/tonni kohta, 2023. aasta III kvartalis 240,6 €/tonni kohta.
EBITDA ja püsikulud
Suurimat mõju EBITDA langusele omas müüdud elektri hinna langus (-25,1 mln eurot), kuna elektrihinnad on võrreldes mulluse III kvartaliga märkimisväärselt langenud. PPAdest tulenevalt on võrreldes eelmise aastaga oluliselt kasvanud müüdud elektri kogus (mõju +15,5 mln eurot), millega kaasnevalt on suurenenud ka elektriportfelli balansseerimiseks tehtavate elektri ostude maht (mõju -11,2 mln eurot). Nimetatud mõjude koondtulemust EBITDA-le mõjutab nii vastava perioodi elektritoodangu maht kui ka -profiil, elektritoodang on võrreldes võrdlusperioodiga kasvanud 37%.
Koostootmise segment ilma elektrihinna ja -koguse mõjudeta omas EBITDA-le positiivset mõju. Arvesse on võetud pelleti tulusid, varude muutust, tehnoloogilise kütuse mõju ning soojusenergia tulusid.
Tuletisvaba kohustuse saldo suurendas kvartalite võrdluses EBITDA-d, täpsem info asub muude äritulude peatükis.
Püsikulud koosnevad kuludest, mis ei ole tootmismahtudest otseselt sõltuvad. Püsikulud on suurenenud 2,2 mln euro võrra ehk 24%. Püsikulude kasv tulenes hoolduskuludest, tööjõukuludest ning uuringute ja konsultatsioonide kuludest.
Põhivara kulum ja vara väärtuse langus
Põhivara kulum kasvas 6% ehk 0,6 mln euro võrra. Võrreldes võrdlusbaasiga oleme põhivarana arvele võtnud Purtse tuulepargi Eestis ning Zambrow päikesepargi Poolas, mis kasvatas III kvartali põhivara kulumit mõlemal juhul 0,3 mln euro võrra.
Neto finantskulud
Neto finantskulud kasvasid 0,1 mln euro võrra eelmise aasta sama kvartaliga võrreldes. Intressikulud pangalaenudelt on kvartalite võrdluses 3,6 mln euro võrra tõusnud, kuid 98% laenuintressidest kapitaliseeriti tuuleparkide ehitusperioodi tõttu. Positiivset mõju neto finantskuludele on kvartalite võrdluses omanud intressitulude kasv.
Grupi EBITDA muutus mõjurite lõikes, mln €
Tulumaks
Tulumaksu kulu kasvas 0,3 mln euro võrra võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga.
Puhaskasum
Grupi puhaskasum langes 17,9 mln euro võrra, olles aruandeperioodil 5,0 mln eurot. Puhaskasumi langus on tingitud nii madalamatest elektrihindadest kui ka suurematest elektriportfelli balansseerimiseks tehtavatest elektriostu kuludest.
| Äritulud | EBITDA | Puhaskasum |
|---|---|---|
| 44,5 mln € | 15,9 mln € | 5,0 mln € |
| -26% | -51% | -78% |
Majandustulemused segmentide kaupa
Aruandeperioodi põhjal on nii EBITDA kui äritulude vaatest grupi suurim tuulenergia segment (61% ärituludest ja 64% EBITDA-st). Koostootmise segment panustas ärituludesse 33% ja moodustas 41% EBITDA-st. Aruandeperioodi väikseim raporteeritav segment on päikeseenergia, mille äritulud ulatusid 6% kogu grupi ärituludest ja EBITDA 10% kogu grupi EBITDA-st.
Raporteeritavatest segmentidest kahanesid enim tuule ja koostootmise segmendi EBITDA-d. Täpsem analüüs raporteeritavate segmentide kaupa on esitatud allpool.
Muu segmendi EBITDA koosneb peamiselt üldjuhtimiskuludest, mis moodustavad valdava osa muust segmendist. Lisaks on muus segmendis Paide võrguehitusteenused, Keila-Joa hüdroelektrijaam ning Ruhnu taastuvenergia lahendus. Muu segmendi kahjum suurenes 0,4 mln euro võrra.
Äritulud segmentide kaupa, mln €
Grupi EBITDA jagunemine ja muutus, mln €
43
Tuuleenergia
Tuuleenergia segment koosneb opereerivatest tuuleparkidest, tuuleparkide arendustest, tuuleparkide arendamisega seotud juhtimiskuludest ja tuuleparkide juhtimiskuludest.
64%
Töökindlus ja toodangud
- aasta III kvartalis olid Eesti ja Leedu tuuleolud viimaste aastate keskmisel tasemel vastavalt 5,7 ja 5,6 m/s (võrdlusperioodil vastavalt 5,2 ja 5,5) ja seega oli tuuleolude mõju kergelt positiivne võrreldes eelmise aastaga. Lõppenud kvartalis oli meil tõsiseid väljakutseid tuuleparkide töökindlusega ja seda eriti Leedus. Suurimat mõju kolmanda kvartali madalamale töökindlusele avaldasid mitmete rikkeliste seisakute koosmõjud Šilute tuulepargis, sealhulgas alajaama peakaablite rikkest tingitud jaotusseadme remondivajadus mõjuga -5 protsendipunkti (pp), teiseks tuulikute keskkontrolleri rikkest tingitud seisakud mõjuga -2,4pp ning kolmandaks tuulikute labajuhtsüsteemide riketest tingitud seisakud mõjuga -2pp. Mockiai tuulepargis vahetasime Enercon tüüpi tuulikul pealaagri ning mõju kolmandasse kvartalisse madalama töökindluse näol oli -1pp. Leedu tuuleparkide madala töökindluse mõju III kvartalis toodangule oli -16,5 GWh ja ärituludele -1,4 mln eurot. Mitmes Eesti tuulepargis viisime läbi suuremahulised tuulikulabade hooldus- ja parandustööd, tööd avaldasid mõju madalamale töökindlusele -2pp, suurim mõju on seotud meie vanima WinWinD tuulepargi labadega Viru-Nigulas.
Lisaks vahetasime kahes WinWinD tuulikus käigukastid, mille mõju madalamale töökindlusele oli -1pp. Lisaks saab suurema mõjuna välja tuua ka ebatavapäraselt pika seisaku labade automaatika ning automaatika rikkepõhjuse selgitamise mõju, mis vähendas töökindlust 0,8pp Paldiski tuuleparkides. Eesti tuuleparkide madala töökindluse mõju III kvartali toodangule oli 5,1 GWh ja ärituludele 0,4 mln eurot.
III kvartalis 2023 oli tuuleenergia toodang 195,9 GWh, mis on 46,7 GWh kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna uute tuuleparkide tootma hakkamisest. III kvartalis hakkas elektrit tootma ehitusjärgus Tolpanvaara tuulepark Soomes. Ka Akmene tuulepark Leedus andis toodangut uuesti septembris peale seisakut alates intsidendist mai algusest. Uute ehitusjärgus tuuleparkide panus kvartali tuuleenergia toodangusse ulatus ligi 38 GWh-ni.
Elektrihinnad
96,0
Eesti tuulepargid, mille toetusalune periood ei ole lõppenud, saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta (ingl. k. Feed-in Premium, FiP). 2022. aasta kolmandas kvartalis asendasime kõigis Leedu tuuleparkides senise FiT (Feed-In Tariff) taastuvenergia toetuse põhise tulumudeli kombinatsiooniga fikseeritud hinnaga pikaajaliste elektrilepingute (PPA, Power Purchase Agreement) ning turuhinnapõhisest tulumudelist. Nii Eesti kui Leedu tuuleenergia arvutuslikud teenitud hinnad sõltuvad turuhindade ja PPA kombinatsioonist.
*(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
98,1
92,9
94,9
Tuule segmendi arvutuslik teenitud elektrihind koos toetusega oli 2023. aasta III kvartalis 78,1 €/MWh (-58% võrreldes 2022. aasta III kvartaliga). Arvutuslikku teenitud elektrihinda mõjutasid nii madalamad Nord Pool turuhinnad, pikaajaliste elektrimüügi lepingute lisandumine kui ka elektriostu kulud. Kokku müüdi tuulesegmendis 2023. aasta III kvartalis PPA lepingute alusel 190,2 GWh elektrit.
Äritulud
Tuule segmendi äritulusid mõjutas positiivselt suurenenud toodang, kuid olulisemat mõju omas madalam arvutuslik teenitud elektrihind, mis langetas segmendi äritulusid 27,0 mln euroni ehk 16% võrra.
Ärikulud
Tuule segmendi ärikulud (ilma kulumita) kasvasid 8,2 mln euro võrra 16,9 mln euroni. Kulude kasv on valdavalt seotud madala tuulega tundidel PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavate elektrienergia ostudega. Muud ärikulud (ilma elektrienergia ostu, bilansienergia kulude ning kulumi kasvuta) kasvasid kvartalite võrdluses 1,1 mln euro võrra.
-5,2 (-16,0%) -13,5 (-57,0%)
Äritulud ja EBITDA, mln €
Opereerimiskulud MW kohta
Tuuleenergia 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 2023 suurenenud indekseerimisest tulenevalt 8,3% võrreldes võrdlusperioodiga. Alates 2023. aasta III kvartalist kuulub opereerivate tuuleparkide juurde ka Purtse tuulepark installeeritud võimsusega 21 MW.
EBITDA
Kokkuvõtvalt langes tuule segmendi EBITDA 10,1 mln euroni (võrdluskvartalis 23,6 mln eurot). Vähenemine tulenes peamiselt elektri turuhinna langusest ja PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavatest elektrienergia ostukuludest, aga ka hooldus- ja remondikulude ning uuringute ja konsultatsioonide kulude kasvust vastavalt 0,5 mln euro ja 0,3 mln euro võrra.
*(Ärikulud - bilansienergia ost - kulum) / opereeriv võimsus. Arvutuses on arvesse võetud ainult opereerivad tuulevarad: Enefit Wind OÜ, Enefit Wind UAB ja alates III kvartalist 2023 Purtse tuulepark.
Koostootmine
Koostootmise segment koosneb Iru, Paide, Valka ja Broceni koostootmisjaamadest ja pelletitehasest.
Elektritoodangud ja hinnad
III kvartalis 2023. aastal oli elektritoodang 37,0 GWh, mis on kvartalite võrdluses kasvanud (III kvartalis 2022 28,4 GWh). Iru ja Paide koostootmisjaamad saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta taastuvatest allikatest toodetud elektri eest ning mittetaastuvast kütusest tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektri eest 32 €/MWh kohta. Alates 2022. aasta detsembri keskpaigast müüb Valka koostootmisjaam elektrit NP Läti turuhinnaga, enne seda oli määratud fikseeritud elektrihinnad vahemikus 79,75 €/MWh kuni 105,6 €/MWh. Kuni BVKB-ga peetava kohtuvaidluse lõpplahendini müüb Broceni koostootmisjaam alates novembrist 2021 elektrit Nord Pool Läti turuhinnaga.
Koostootmisjaamade töökindlus 93,3% oli III kvartalis küll madalam kui eelnevates kvartalites, kuid-siiski märkimisväärselt parem kui võrdlusperioodil (72,9%), mil seda mõjutas Iru jaama viienädalane planeerimata hooldusseisak.
Arvutuslik teenitud segmendi elektrihind on langenud NP Eesti ja Läti turuhinna tõttu 61% ja oli 2023. aasta III kvartalis 127,5 €/MWh.
Soojusenergia toodangud ja hinnad
Soojusenergia toodang kasvas 37% 115 GWh-ni. Kvartalite võrdluses langes keskmine müüdud soojaenergia MWh-i hind 14%, olles 2023. aasta III kvartalis ligikaudu 11 €/MWh. Iru soojusenergia toodangu piirhind on võrreldavates kvartalites olnud sama ehk 7,98 €/MWh ning Paides ja Valkas on hind langenud seoses sisseostetava biomassi hinna langusest.
Äritulud
Äritulud vähenesid kvartalite võrdluses 14,5 mln euroni ehk -30%. Pelletite müügitulu vähenes (-3,0 miljonit eurot, -42%) tingituna III kvartalis olnud soojadest ilmaoludest kogu Euroopas, mis turule pakutavaid müügikoguseid mõjutas, sellest tulenevalt on pelleti laoseis kõrgem. Pelleti keskmine müügihind tõusis 32% võrra tasemeni 240,6 €/tonn. Kolmandas kvartalis müüdi pelleteid 17 tuhat tonni, võrdlusperioodil 39 tuhat tonni. Jäätmete vastuvõtutulud kasvasid suurenenud jäätmete vastuvõtumahu tõttu 1,4 mln euro võrra (3,6 mln euroni), soojusenergia müügitulud suurenesid kõrgemast toodangust ja müügihinnast tingitult 0,3 mln euro võrra (1,0 mln euroni) ja muud tulud püsisid samal tasemel (0,4 mln eurot). Elektrimüügitulud vähenesid 5,2 mln euro võrra (4,2 mln euroni) madalama turuhinna tõttu. Elektri tootmise toetused kasvasid 0,4 mln euro võrra (1,1 mln euroni).
Koostootmisjaamade töökindlus (%)
* (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
Ärikulud
Valmistoodangu varude jääkide muutus 2023. aasta III kvartalis vähendas kulusid (3,4 mln eurot) pelletite toodangust väiksema müügi tõttu. 2022. aasta III kvartalis oli olukord samasugune ehk pelletite müük jäi alla toodangule ning varude muutus oli summas 1,9 miljonit eurot. Kvartalite võrdluses vähenesid koostootmise segmendi kulud varude muutusest 1,5 mln euro võrra. Muutuvkulud vähenesid 2023. aasta III kvartalis 1,9 miljoni euro võrra, peamiselt vähenes elektriostu kulu. Pelleti keskmine biomassi kulu tõusis kvartalite võrdluses 12%. 2023. aasta III kvartali biomassi kuluks oli 133,0 €/tonn, 2022. aasta III kvartali perioodil oli kuluks 119,1 €/tonn. Püsikulud suurenesid 0,4 miljoni euro võrra 3,3 miljoni euroni.
EBITDA
Segmendi EBITDA langes 3,0 mln euro võrra ehk -32% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga, olles 2023. aasta III kvartalis 6,4 mln eurot. Languse EBITDA-le põhjustas peamiselt elektrihindade langus ning pelleti müügikoguse vähenemine. Positiivset mõju EBITDA-le avaldasid elektri- ja soojusenergia toodangud.
EBITDA, mln €
Päikeseenergia
Päikeseenergia segment sisaldab lisaks opereerivatele päikeseelektrijaamadele ka päikeseparkide arendusi ja päikeseteenust.
EBITDA osakaal III kv 2023
Elektritoodangud ja -hinnad
III kvartalis 2023 oli päikeseenergia toodang 26,0 GWh, mis on 14,6 GWh (128%) kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna kahe uue päikesepargi tootma hakkamisest. II kvartalis hakkasid elektrit tootma Eestis Purtse päikesepark ja Poolas Zambrow päikesepark. Päikeseparkide töökindlus püsis ootuspäraselt kõrgel 99,6% tasemel (võrdlusperioodil 99,7%).
Eesti päikesepargid on osaliselt avatud elektri turuhinna suhtes, enamus Poola päikeseparkidel on iga-aastaselt inflatsiooniga indekseeritav fikseeritud hind, mis 2023. aasta III kvartalis oli 492- 526 zlotti/MWh (kolme kuu keskmise Poola zloti kursiga arvestades 106-113 €/MWh). Kokku müüdi päikesesegmendis 2023. aasta III kvartalis PPA lepingute alusel 11,4 GWh elektrit.
Äritulud
Opereerivate päikeseparkide äritulud tõusid 1,0 mln euro võrra. Peamiseks põhjuseks on elektritoodangute suurenemine, kuna aasta esimeses pooles hakkasid tootma kaks uut päikeseparki.
EBITDA
Päikese segmendi EBITDA oli 2023. aasta III kvartalis 1,5 mln eurot, mis on samal tasemel võrdlusperioodiga. EBITDA-d on positiivselt mõjutanud kahe uue päikesepargi toodangute ja tulude lisandumine päikese segmenti, kuid samuti on kasvanud segmendi püsikulud 132% (võrreldes võrdlusperioodiga +0,5 mln euro võrra, sealhulgas personalikulud toetamaks meie kasvuplaani ning maakulud tulenevalt uutest arendusprojektidest).
* (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
Investeeringud
Investeeringud III kvartalis
Grupi investeeringud olid 2023. aasta III kvartalis 87,3 mln eurot, mida on 7,5 mln eurot rohkem kui võrdlusperioodil. Kasv tulenes arendusinvesteeringutest, mis ulatusid 85,6 mln euroni. Sellest 79,0 mln eurot oli seotud kolme tuulepargi rajamisega: 45,4 mln eurot investeeriti Kelme tuuleparki, 18,9 mln eurot Sopi-Tootsi tuuleparki ja 14,8 mln eurot Tolpanvaara tuuleparki. Päikeseparkide arendustest investeeriti kõige rohkem Sopi päikesepargi ehitusetappi 1,9 mln eurot.
Baasinvesteeringuid tehti III kvartalis 1,7 mln euro ulatuses, mida on 0,8 mln euro võrra rohkem kui võrdlusperioodil. 2023. aasta III kvartali baasinvesteeringud olid peamiselt seotud Eesti tuuleparkidega. Tuuleparkide baasinvesteeringud võivad kvartalite lõikes oluliselt erineda, kuna sõltuvad tuulikute tehnilistest probleemidest vastaval perioodil. Koostootmisjaamade baasinvesteeringud olid eelmise aastaga võrreldes sarnasel tasemel.
Finantseerimine
-40,0 -20,0 0,0 20,0 40,0 60,0 80,0 100,0
Grupi peamised võõrkapitali allikad on investeerimis- ja likviidsuslaenud regiooni kommertspankadelt, Põhjamaade Investeerimispangalt (NIB), Euroopa Investeerimispangalt (EIB) ning Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangalt (EBRD).
- septembri 2023 seisuga oli Grupi intressikandvate kohustuste maht korrigeeritud soetusmaksumuses 411,3 mln eurot (279,6 mln eurot 31. detsembril 2022). Sellest moodustasid enamuse pangalaenud summas 407,0 mln eurot, sealhulgas Poola zlottides võetud laen 6,6 mln euro väärtuses.
III kvartali jooksul võttis Enefit Green kasutusse 60 miljonit eurot NIB investeerimislaenust lõpptähtajaga aastal 2035 ning sõlmis ühe täiendava 12 aastase tähtajaga investeerimislaenu lepingu Euroopa Investeerimispangaga (EIB) summas 180 mln eurot.
Investeerimislaenudele kogujäägiga 158,9 miljonit eurot on sõlmitud intressimäära vahetuslepingud (ingl. k. interest rate swaps), fikseerides nende intressimäärad vahemikus 1,049% kuni 1,125% (pluss marginaal) kuni vastavate laenude lõpptähtajani. Keskmine välja võetud pangalaenude intressimäär 30. septembri 2023 seisuga oli 3,80% (31. detsember 2022 2,60%).
- septembri 2023 seisuga oli sõlmitud kuid kasutusele võtmata investeerimislaenude jääk 405 miljonit eurot.
-27,3 (-51,4%)
Likviidsete varade muutus III kvartalis 2023. aastal, mln €
Korduvkasutatavad likviidsuslaenud Pikaajalised tagasimaksed
Laenulepingute eritingimused
Grupi laenulepingud sisaldavad mõningaid eritingimusi, mis seavad grupi konsolideeritud majandusnäitajatele teatud piirmäärad. Seisuga 30. september 2023 täitis grupp kõiki laenulepingutes sätestatud nõudeid.
Finantseerimise ja tootluse suhtarvud
Laenukohustuste maksimaalse taseme määramisel arvestab juhtkond finantsvõimenduse suhtarve ning netovõla/EBITDA kordajat.
| miljonites eurodes | 31.12.2022 | 30.09.2023 |
|---|---|---|
| Võlakohustused | 279,6 | 411,3 |
| Miinus: raha |
-131,5 | -25,7 |
| Netovõlg | 148,1 | 385,6 |
| Omakapital | 718,7 | 701,7 |
| Investeeritud kapital | 866,8 | 1 087,3 |
| EBITDA (viimased 12 kuud) | 154,8 | 122,1 |
| Ärikasum (viimased 12 kuud) | 117,1 | 83,5 |
| Puhaskasum (viimased 12 kuud) | 110,2 | 72,1 |
| Finantsvõimendus (1) | 17% | 35% |
| Netovõlg/EBITDA | 0,96 | 3,16 |
| Investeeritud kapitali tootlus (2) | 13,5% | 7,7% |
| Omakapitali tootlus (3) | 15,3% | 10,3% |
| Intressikatte kordaja (4) |
42,8 | 12,4 |
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 skeemid), mida saavad grupi erinevad olemasolevad tootmisvarad ning
- kasvavas mahus aktiivselt sõlmitavate elektrimüügilepingutega (ingl. k. Power Purchase Agreement, PPA), kuna grupp on seadnud eesmärgiks fikseerida müüdava elektri hind uute arendusprojektide siduva investeerimisotsuse tegemise hetkeks reeglina 60% ulatuses vastava arendusprojekti vähemalt esimese viie aasta elektrienergia prognoositava toodangu mahust.
Sõlmitud PPA lepingute maht kokku oli 30. september 2023 seisuga 9 899 GWh ning keskmine hind 71,5 EUR/MWh. 2023. aasta IV kvartalis toodetavast elektrist on PPA-dega kaetud 273 GWh keskmise hinnaga 91,2 €/MWh.
Peale 2027. aastat toodetavast elektrist on PPA-dega kaetud 3 677 GWh keskmise hinnaga 78,1 EUR/MWh. Alloleval graafikul esitatud 30. september 2023 seisuga uuendatud info lähiaastate prognoositavate tootmismahtude ja maandatud riskiga tootmismahtude kohta.
Prognoositavad tootmismahud opereerivatelt, ehitatavatelt ja
1 150 1 199 1 199 1 199 1 199 361 815 80 1 776 1 775 1 775 336 1 077 1 243 953 1 331 1 533 1 534 1 550 27 28 28 28 28 502 502 266 99 79 82 140 1 514 1 482 2 094 1 862 3 311 1 827 4 052 1 744 4 217 1 797 2023 2024 2025 2026 2027 planeeritavatelt tootmisvaradelt ning nende kaetus PPA-de ja erinevate taastuvenergia toetusmeetmetega, GWh Opereeriv Ehitusesolev Investeerimisotsus tegemata PPA FiT/CfD FiP Hinnapõrand*
* 2024E – 2033E elektrihindade prognoosid on arvutatud keskmisena analüüsifirmade SKM ja Volue prognoosidest (SKM Market Predictor Long-Term Power Outlook - August 2023, Volue Long Term Price Forecast - September 2023). Tegemist on nominaalhindadega, mille puhul on eeldatud ühtlast 2% inflatsioonimäära.
| 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Periood 2023- 2027 kokku |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| FiT/CfD meede** | 2% | 1% | 1% | 1% | 1% | 1% |
| Kogus (GWh) | 27 | 28 | 28 | 28 | 28 | 140 |
| Hind***, EUR/MWh | 97,6 | 97,8 | 99,4 | 101,4 | 103,5 | 100,0 |
| FiP toetus** | 33% | 25% | 9% | 3% | 3% | 12% |
| Kogus (GWh) | 502 | 502 | 266 | 99 | 79 | 1 449 |
| Hind***, EUR/MWh (lisandub elektri turuhinnale) |
50,1 | 50,2 | 50,3 | 53,7 | 53,7 | 50,6 |
| PPA ** | 63% | 66% | 52% | 52% | 52% | 55% |
| Kogus (GWh) | 953 | 1 331 | 1 533 | 1 534 | 1 550 | 6 901 |
| Hind***, EUR/MWh | 86,9 | 67,6 | 64,8 | 64,8 | 69,0 | 69,3 |
* 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.
Intressimäära risk
Intressimäära riski juhib grupp intressimäära vahetustehingute (ingl. k. interest rate swap, IRS) abil.
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 ning osaliselt ujuva intressimääraga laenude võtmise kaudu, mille puhul IRS-ide abil fikseeritakse laenude intressikulud. Intressimäära vahetustehingute info on välja toodud raamatupidamisaruande lisas 5.
Lühendatud konsolideeritud auditeerimata raamatupidamise vahearuanne III kvartal 2023
Lühendatud konsolideeritud kasumiaruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | III kv 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Müügitulu | 9 | 39 259 | 57 254 | 144 600 | 156 900 |
| Taastuvenergia toetus ja muud äritulud | 10 | 5 233 | 3 011 | 18 562 | 17 363 |
| Valmis- ja lõpetamata toodangu varude jääkide muutus |
3 434 | 2 028 | 3 266 | 4 607 | |
| Kaubad, toore, materjal ja teenused | 11 | -26 011 | -24 969 | -71 386 | -55 468 |
| Tööjõukulud | -2 634 | -2 029 | -8 025 | -6 641 | |
| Põhivara kulum, amortisatsioon ja allahindlus | -10 218 | -9 637 | -29 740 | -28 930 | |
| Muud tegevuskulud | -3 388 | -2 574 | -10 716 | -7 721 | |
| ÄRIKASUM | 5 675 | 23 084 | 46 561 | 80 110 | |
| Finantstulud | 747 | 468 | 2 345 | 718 | |
| Finantskulud | -1 115 | -722 | -1 897 | -1 275 | |
| Neto finantstulud (-kulud) | -368 | -255 | 448 | -558 | |
| Kasum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse | 45 | 120 | 85 | 687 | |
| KASUM ENNE TULUMAKSUSTAMIST | 5 352 | 22 949 | 47 094 | 80 239 | |
| Tulumaks | -326 | 0 | -10 405 | -5 441 | |
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 5 026 | 22 949 | 36 689 | 74 798 | |
| 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 | 0,02 | 0,09 | 0,14 | 0,28 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,02 | 0,09 | 0,14 | 0,28 |
Lühendatud konsolideeritud koondkasumiaruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | III kv 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 5 026 | 22 949 | 36 689 | 74 798 | |
| Muu koondkasum Kirjed mida võib edaspidi ümber klassifitseerida kasumiaruandesse: |
|||||
| Rahavoo riskimaandamisinstrumentide ümberhindlus (s.h. ümberklassifitseerimised kasumiaruandesse) |
5, 7 |
662 | 7 193 | 1 202 | 13 717 |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed | 7 | -349 | -436 | 53 | -680 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | 313 | 6 757 | 1 255 | 13 037 | |
| ARUANDEPERIOODI KOONDKASUM KOKKU | 5 339 | 29 706 | 37 944 | 87 835 |
Lühendatud konsolideeritud finantsseisundi aruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | 30.09.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|---|
| VARAD | |||
| Põhivara | |||
| Materiaalne põhivara | 4 | 978 497 | 776 870 |
| Immateriaalne põhivara | 60 275 | 60 382 | |
| Varade kasutusõigus | 4 295 | 4 239 | |
| Ettemaksed põhivara eest | 4 | 42 522 | 19 412 |
| Edasilükkunud tulumaksuvara | 1 379 | 1 321 | |
| Investeerinud sidusettevõtjatesse | 568 | 506 | |
| Tuletisinstrumendid | 5, 7 |
9 310 | 11 277 |
| Pikaajalised nõuded | 0 | 40 | |
| Kokku põhivara | 1 096 846 | 874 047 | |
| Käibevara | |||
| Varud | 19 177 | 14 227 | |
| Nõuded ostjate vastu, muud nõuded ja ettemaksed | 59 765 | 41 091 | |
| Raha ja raha ekvivalendid | 25 731 | 131 456 | |
| Tuletisinstrumendid | 5 | 4 473 | 3 349 |
| Kokku käibevara | 109 146 | 190 123 | |
| Kokku varad | 1 205 992 | 1 064 170 |
| tuhandetes eurodes | Lisa | 30.09.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|---|
| OMAKAPITAL | |||
| Emaettevõtja aktsionäridele kuuluv kapital ja reservid |
|||
| Aktsiakapital | 264 276 | 264 276 | |
| Ülekurss | 6 | 60 351 | 60 351 |
| Kohustuslik reservkapital | 5 555 | 3 259 | |
| Muud reservid | 5, 7 |
167 621 | 166 419 |
| Realiseerimata kursivahed | 7 | -709 | -762 |
| Jaotamata kasum | 204 613 | 225 190 | |
| Kokku omakapital | 701 707 | 718 733 | |
| KOHUSTUSED | |||
| Pikaajalised kohustused | |||
| Võlakohustused | 8 | 334 639 | 255 755 |
| Sihtfinantseerimine | 6 745 | 7 115 | |
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5, 7 |
18 086 | 18 086 |
| Edasilükkunud tulumaksukohustused | 12 445 | 12 326 | |
| Muud pikaajalised võlad | 3 000 | 3 000 | |
| Eraldised | 8 | 9 | |
| Kokku pikaajalised kohustused | 374 923 | 296 291 |
|
| Lühiajalised kohustused | |||
| Võlakohustused | 8 | 76 686 | 23 808 |
| Võlad hankijatele ja muud võlad | 51 107 | 20 215 | |
| Eraldised | 2 | 2 | |
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5 | 1 567 | 5 121 |
| Kokku lühiajalised kohustused | 129 362 | 49 146 |
|
| Kokku kohustused | 504 285 | 345 437 | |
| Kokku omakapital ja kohustused | 1 205 992 | 1 064 170 |
Lühendatud konsolideeritud rahavoogude aruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | III kv 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Rahavood äritegevusest | |||||
| Äritegevusest saadud raha | 12 | 18 977 | 36 827 | 77 321 | 105 742 |
| Makstud intressid ja laenukulud | -2 999 | -845 | -7 136 | -1 842 | |
| Laekunud intressid | 127 | 6 | 645 | 12 | |
| Makstud tulumaks | -9 970 | -4 716 | -11 175 | -6 217 | |
| Kokku rahavood äritegevusest | 6 135 | 31 272 | 59 655 | 97 695 | |
| Rahavood investeerimisest | |||||
| Tasutud materiaalse ja immateriaalse põhivara soetamisel |
4 | -86 191 | -82 902 |
-235 672 | -129 950 |
| Tasutud tütarettevõtete soetamisel | 0 | 0 | -6 174 | 0 | |
| Tagasi laekunud kapitalirendinõuded | 1 | 0 | 1 | 0 | |
| Laekunud materiaalse põhivara müügist | 0 | 0 | 0 | 3 | |
| Laekunud äri müügist | 0 | 5 | 0 | 724 | |
| Finantsinvesteeringutelt laekunud dividendid | 24 | 62 | 24 | 62 | |
| Neto rahavood investeerimisest | -86 166 | -82 834 | -241 821 | -129 161 | |
| Rahavood finantseerimisest | |||||
| Saadud pangalaenud Tagasi makstud pangalaenud |
8 8 |
70 000 -17 137 |
130 000 -5 476 |
160 000 -28 314 |
170 000 -15 146 |
| Tagasi makstud liisingkohustuste põhiosamaksed | 8 | -97 | -134 | -276 | -263 |
| Makstud dividendid | 0 | 0 | -54 969 | -39 906 | |
| Grupisisese võla netomuutus | 0 | 38 | 0 | 38 | |
| Neto rahavood finantseerimisest | 52 766 | 124 428 | 76 441 | 114 723 | |
| Neto rahavoog | -27 265 | 72 866 | -105 725 | 83 257 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi algul | 52 996 | 90 845 | 131 456 | 80 454 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi lõpul | 25 731 | 163 711 | 25 731 | 163 711 | |
| Kokku raha ja raha ekvivalentide muutus | -27 265 | 72 866 | -105 725 | 83 257 |
Lühendatud konsolideeritud omakapitali muutuste vahearuanne
| tuhandetes eurodes | Aktsiakapital | Ülekurss | Kohustuslik reservkapital |
Muud reservid | Realiseerimata kursivahed |
Jaotamata kasum |
Kokku omakapital |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Omakapital seisuga 31.12.2021 | 264 276 | 60 351 | 479 | 151 793 | -965 | 157 673 | 633 607 |
| Aruandeperioodi kasum | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 74 798 | 74 798 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | 0 | 0 | 0 | 13 717 | -680 | 0 | 13 037 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku |
0 | 0 | 0 | 13 717 | -680 | 74 798 | 87 835 |
| Kohustusliku reservkapitali suurendamine |
0 | 0 | 2 780 | 0 | 0 | -2 780 | 0 |
| Makstud dividendid | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | -39 906 | -39 906 |
| Kokku aktsionäride poolt tehtud ning aktsionäridele tehtud väljamaksed, mis on kajastatud otse omakapitalis |
0 | 0 | 2 780 | 0 | 0 | -42 686 | -39 906 |
| Omakapital seisuga 30.09.2022 | 264 276 | 60 351 | 3 259 | 165 510 | -1 645 | 189 785 | 681 536 |
| 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 | 0 | 0 | 0 | 1 202 | 53 | 0 | 1 255 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku |
0 | 0 | 0 | 1 202 | 53 | 36 689 | 37 944 |
| Kohustusliku 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 |
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 2022 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 2022 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 2022 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 2022 lõppenud majandusaasta kohta koostatud raamatupidamise aastaaruandega.
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
Enefit Greeni juhatus kasutab grupi majandustulemuste hindamiseks ja juhtimisotsuste tegemiseks segmendipõhist raporteerimist, kus grupi segmendid on määratletud vastavalt äriüksuste peamistele tegevusvaldkondadele. Kõik grupi opereeritavad tootmisüksused on jaotatud ärisegmentidele vastavalt nende energiatootmise viisile. Muud sisemised struktuuriüksused on jaotatud ärisegmentidele vastavalt nende peamisele tegevusvaldkonnale.
Grupis on eristatud kolm peamist tegevusvaldkonda, mida esitatakse eraldi avalikustatavate segmentidena, ja väiksemad tegevusvaldkonnad, mis on esitatud koos kui "Muud":
-
- Tuuleenergia (hõlmab kõiki grupi tuuleparke);
-
- Koostootmine (hõlmab kõiki grupi koostootmisjaamasid ja pelleti tootmist);
-
- Päikeseenergia (hõlmab kõiki grupi päikeseparke);
-
Muud (sh hüdroenergia, kombineeritud taastuvenergialahendused, kesksed arendus- ja juhtimisüksused).
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.
Majandustulemused segmentide kaupa
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 |
III kv 2022 |
9k 2023 |
9k 2022 |
|---|---|---|---|---|
| MÜÜGITULU | ||||
| Tuuleenergia | 23 143 | 29 468 | 82 054 | 86 916 |
| Koostootmine | 13 345 | 19 841 | 56 124 | 56 722 |
| Päikeseenergia | 2 662 | 7 772 | 5 929 | 12 832 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 39 150 | 57 082 | 144 107 | 156 470 |
| Muud | 109 | 172 | 493 | 430 |
| Kokku | 39 259 | 57 254 | 144 600 | 156 900 |
| TAASTUVENERGIA TOETUS JA MUUD ÄRITULUD |
||||
| Tuuleenergia | 3 864 | 2 697 | 13 702 | 13 815 |
| Koostootmine | 1 150 | 800 | 4 382 | 4 020 |
| Päikeseenergia | 213 | -489 | 463 | -501 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 5 228 | 3 007 | 18 547 | 17 334 |
| Muud | 5 | 4 | 15 | 30 |
| Kokku | 5 233 | 3 012 | 18 562 | 17 363 |
| EBITDA | ||||
| Tuuleenergia | 10 146 | 23 607 | 53 242 | 78 843 |
| Koostootmine | 6 446 | 9 440 | 27 123 | 32 334 |
| Päikeseenergia | 1 527 | 1 525 | 2 753 | 3 351 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 18 119 | 34 572 | 83 118 | 114 528 |
| Muud | -2 225 | -1 851 | -6 817 | -5 488 |
| Kokku | 15 894 | 32 721 | 76 301 | 109 039 |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 10 218 | 9 637 | 29 740 | 28 930 |
| Netofinantskulud | -368 | -255 | 448 | -558 |
| Kasum/-kahjum kapitaliosaluse meetodil | ||||
| investeeringutelt sidusettevõtetesse | 45 | 120 | 85 | 687 |
| Kasum enne maksustamist | 5 353 | 22 949 | 47 094 | 80 239 |
| ÄRIKASUM | ||||
| Tuuleenergia | 3 033 | 16 784 | 32 380 | 58 367 |
| Koostootmine | 3 854 | 6 909 | 19 372 | 24 669 |
| Päikeseenergia | 1 095 | 1 302 | 1 862 | 2 672 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 7 982 | 24 994 | 53 615 | 85 709 |
| Muud | -2 306 | -1 910 | -7 054 | -5 599 |
| Kokku | 5 676 | 23 085 | 46 561 | 80 110 |
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 |
III kv 2022 |
9k 2023 |
9k 2022 |
|---|---|---|---|---|
| INVESTEERINGUD PÕHIVARASSE | ||||
| Tuuleenergia | 80 842 | 67 407 | 211 327 | 118 367 |
| Koostootmine | 665 | 322 | 1 423 | 935 |
| Päikeseenergia | 2 503 | 11 666 | 33 383 | 14 117 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 84 010 | 79 395 | 246 133 | 133 419 |
| Muud | 3 277 | 349 | 7 658 | 986 |
| Kokku | 87 287 | 79 744 | 253 791 | 134 404 |
| tuhandetes eurodes | 30.09.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| PÕHIVARA | ||
| Tuuleenergia | 858 573 | 668 422 |
| Koostootmine | 128 152 | 134 510 |
| Päikeseenergia | 88 576 | 55 035 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 1 075 300 | 857 968 |
| Muud | 21 546 | 16 079 |
| Kokku | 1 096 846 | 874 047 |
4. Materiaalne põhivara
| tuhandetes eurodes | Maa | Hooned | Rajatised | Masinad ja seadmed |
Lõpetamata ehitus |
Ettemaksed | Kokku |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Materiaalne põhivara seisuga 31.12.2022 | |||||||
| Soetusmaksumus | 63 953 | 25 573 | 42 218 | 751 521 | 203 637 | 19 412 | 1 106 314 |
| Kogunenud kulum | 0 | -10 385 | -25 014 | -274 615 | -18 | 0 | -310 032 |
| Kokku materiaalne põhivara seisuga 31.12.2022 | 63 953 | 15 188 | 17 204 | 476 906 | 203 619 | 19 412 | 796 282 |
| Aruandeperioodil toimunud liikumised | |||||||
| Investeeritud põhivara soetusse | 0 | 152 | 497 | 4 610 | 226 037 | 22 475 | 253 771 |
| Valuuta ümberarvestuse kursivahed | 0 | 2 | 5 | 72 | 299 | 2 | 380 |
| Ümberklassifitseerimine | 2 | 1 | 3 813 | 48 188 | -52 637 | 633 | 0 |
| Arvestatud kulum ja allahindlus | 0 | -547 | -964 | -27 903 | 0 | 0 | -29 414 |
| Kokku 9 k 2023 toimunud liikumised | 2 | -392 | 3 351 | 24 967 | 173 699 | 23 110 | 224 737 |
| Materiaalne põhivara seisuga 30.09.2023 | |||||||
| Soetusmaksumus | 63 955 | 25 728 | 46 533 | 804 391 | 377 336 | 42 522 | 1 360 465 |
| Kogunenud kulum | 0 | -10 932 | -25 978 | -302 518 | -18 | 0 | -339 446 |
| Jääkmaksumus seisuga 30.09.2023 | 63 955 | 14 796 | 20 555 | 501 873 | 377 318 | 42 522 | 1 021 019 |
Seisuga 30.09.2023 oli kontsernil põhivara soetamiseks sõlmitud lepingutest tulenevaid kohustusi 347 139 tuhat eurot (31. detsember 2022: 89 623 tuhat eurot ja 30. september 2022: 140 594 tuhat eurot).
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 30.09.2023 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 ebaefektiivsuseallikad. 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 riskimaandamis 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
Grupp kasutas 2021. aasta jooksul rahavoo riskimaandamisinstrumente, mille eesmärgiks on maandada elektrihinna muutumise riski.
Osa grupi hallatavatest taastuvenergia tootmise varadest, mille suhtes ei kohaldata sisendtariifi alusel subsideerimiskava, on avatud elektrienergia hindade volatiilsuse ohule, kuna elektrit müüakse Nord Pooli avatud turul. Elektrihindade volatiilsuse riski maandamiseks on grupp kasutanud baaskoormuse vahetustehingute tuletislepinguid. Antud tuletisinstrumentide puhul on grupp ujuva hinna maksja ja vastaspool fikseeritud hinna maksja.
Tehingud, mille eesmärgiks on elektrienergia hinna muutumise riski maandamine on määratletud rahavoo riskimaandamise instrumentideks. Maandatavaks alusinstrumendiks on turuhinna risk kõrge tõenäosusega prognoositavate taastuvenergia müügitehingute osas, mis on avatud turuhinna muutlikkusele. Riskimaandamise tulevikutehingud sõlmitakse 1:1 suhtes.
- taseme instrumendi õiglane väärtus on leitud kasutades kombinatsiooni turuhindadest, matemaatilistest mudelitest ja eeldustest, mis põhinevad ajaloolistel ja tulevikku suunatud turuandmetel ning muudel asjakohastel andmetel. Tuletisinstrumentide õiglase väärtuse kõige olulisem sisend on elektrienergia pikaajaline hind. Õiglase väärtuse arvutamise aluseks kasutas grupp Leedu ja Eesti elektriturgude pikaajalisi hinnaprognoose vahemikus 34EUR/MWh kuni 59EUR/MWh. 17. augustil 2021 hinnati tuletisinstrumendid õiglasesse väärtusesse.
Riskimaandamisinstrumentideks määratud tuletisinstrumentide õiglane väärtus tehingupäeval oli -10 781 tuhat eurot, mida kajastatakse otse omakapitali kaudu, kuna see kajastab tehingut emaettevõttega Eesti Energia AS. Seisuga 30. september 2023 oli saldo –10 781 tuhat eurot.
Enefit Green AS ja emaettevõte Eesti Energia AS sõlmisid 17. augustil 2021 EFETi üldlepingu ("EFET General Agreement") elektrienergia üleandmise ja vastuvõtmise kohta, lõpetades samaaegselt kõik avatud tuletislepingud grupi ja Eesti Energia AS vahel. Lepingu allkirjastamisega sõlmisid pooled füüsilise elektrienergia müügilepingu fikseeritud hinnaga ajavahemikuks 2023 - 2027. Antud leping sõlmiti samade elektrienergia mahtude ja samade fikseeritud hindade alusel kui algselt avatud tuletisinstrumendid.
tehingupäeva -10 781 tuhandelt eurolt -23 207 tuhandele eurole seisuga 31.12.2021 seoses elektrihinna muutumisega ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021. Vastav (-12 426 tuhat eurot) negatiivne õiglase väärtuse muutus kajastub muus koondkasumis, kuna ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021 ei olnud riskimaandamise instrumentideks klassifitseeritud tulevikutehingute puhul tuvastatud olulisi
ebaefektiivsuse allikaid. Kuna antud lepingu sõlmimise hetkeks olid tuletisinstrumendid hinnatud õiglasesse väärtusesse (hindamine seisuga 17.augustil 2021), siis alates uue lepingu kehtima hakkamisest ei muutu tuletisinstrumentide kohustuse väärtuse saldo enne kui saabub lepingus määratletud ajaperiood 2023-2027.
Alates 01. jaanuarist 2023 algas nimetatud EFET lepingute elektri tarneperiood. Sellest tulenevalt vähenes kolmandas kvartalis saldo 632 tuhande euro võrra ning oli 30. september 2023 seisuga –10 383 tuhat eurot.
EFET -i üldleping vastab oma tarbe ("own use") erandile ja seetõttu ei loeta seda finantsinstrumendiks, mis IFRS 9 kohaselt peab olema kajastatud õiglases väärtuses, vaid
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2023 | II kv 2023 | III kv 2023 | IV kv 2023 | Kokku |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | -1 766 | -756 | -1 033 | -1 566 | -5 121 | |
| Elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv |
7 | 860 | 552 | 632 | 754 | 2 798 |
| Tuletisinstrumentide tulud | 10 | 906 | 204 | 401 | 812 | 2 323 |
lepinguks IFRS 15 "Müügitulu lepingutelt klientidega" alusel, kusjuures müügitulu kajastatakse fikseeritud ühiku väärtuse alusel alles 2023–2027 ehk elektrienergia tarnimise hetkel. Tuletislepingute asendamise hetkel EFETi üldlepinguga ei kajastata kasumit ega kahjumit. EFETi üldlepingu sõlmimisel klassifitseeritakse tuletisinstrumentide kohustuse bilansiline maksumus vastaval kuupäeval (-23 207 tuhat eurot) ümber tuletisvabaks lepinguliseks kohustuseks, mis suurendab järk-järgult kajastatud tulusid kuni EFET-i üldlepingu täitmiseni. Antud tulude kasvu kompenseerib osaliselt lõpetatud riskindamaandamisarvestuse alusel elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reservi kogunenud 12 426 tuhande euro ümberklassifitseerimine kasumiaruandesse. Antud summa on tuletisinstrumentide 17. augusti 2021 seisuga õiglase väärtuse (-23 207 tuhat eurot) ja tuletisinstrumentide tehingupäeva õiglase väärtuse (-10 781 tuhat eurot) vahe, mis kajastatakse otse omakapitali kaudu. Vaata reservide detailsemat infot Lisast 7.
- detsember 2022 seisuga klassifitseeriti eelnevalt mainitud kohustuse summas 23 207 tuhat eurot lühiajaliseks summas 5 121 tuhat eurot ja pikaajaliseks summas 18 086 tuhat eurot.
Seoses EFET lepingute tarneperioodi algusega tehakse 2023. aasta jooksul järgmised kanded ülalmainitud reservidesse ning kasumiaruandesse:
Intressimäära vahetustehingud (swap-tehingud)
Seisuga 30. september 2023 oli grupil sõlmitud kolm intressimäära vahetustehingut kolme laenu intressimäära riski maandamiseks:
- Intressimäära vahetustehing nominaalsummas 73 043 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 50 000 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 35 834 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 2023 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 2023 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 | 158 877 | 13 784 | 0 | Tuletisinstrumendid | 1 098 | 0 | 1 068 |
*võrreldes 30.06.2023 seisuga, kajastatud muus koondkasumiaruandes
Riskimaandamisobjektide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 30. september 2023 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 | 13 784 | 13 784 | 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 2023 oli Enefit Green ASil registreeritud 264 276 232 aktsiat (30. september 2022: 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 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Emaettevõtja omanike osa kasumist | tuh euro | 5 026 | 22 949 | 36 689 | 74 798 |
| Kaalutud keskmine aktsiate arv | tuh | 264 276 | 264 276 | 264 276 | 264 276 |
| Tava puhaskasum aktsia kohta | euro | 0,019 | 0,09 | 0,14 | 0,28 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta | euro | 0,019 | 0,09 | 0,14 | 0,28 |
7. Muud reservid
| tuhandetes eurodes | 30.09.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| Muud reservid perioodi algul | 165 657 | 150 828 |
| sh realiseerimata kursivahede reserv | -762 | -965 |
| sh intressimäära vahetustehing | 14 626 | 0 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv | -12 426 | -12 426 |
| sh Emaettevõttega tehtud tuletisinstrumentide tehingu esmasel kajastamisel tekkinud õiglane väärtus |
-10 781 | -10 781 |
| sh muud reservid | 175 000 | 175 000 |
| Rahavoogude riskimaandamisinstrumentide õiglase väärtuse muutus |
2 044 | 0 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv | 2 044 | 0 |
| Intressimäära vahetustehingud | 1 539 | 14 529 |
| Kajastatud intressikulu suurendamisena | -2 381 | 97 |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed |
-53 | 203 |
| Muud reservid perioodi lõpul | 166 912 | 165 657 |
| sh realiseerimata kursivahede reserv | -709 | -762 |
| sh Intressimäära vahetustehingud | 13 784 | 14 626 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumendide reserv | -10 383 | -12 426 |
| sh Emaettevõttega tehtud tuletisinstrumentide tehingu esmasel kajastamisel tekkinud õiglane väärtus |
-10 781 | -10 781 |
| sh muud reservid | 175 000 | 175 000 |
8. Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses
| Lühiajalised võlakohustused | Pikaajalised võlakohustused | ||||
|---|---|---|---|---|---|
| tuhandetes eurodes | Pangalaenud | Rendikohustused | Pangalaenud | Rendikohustused | Kokku |
| Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 31.12.2022 |
23 396 | 412 | 251 577 | 4 178 | 279 563 |
| Aruandeperioodil toimunud liikumised | |||||
| Rahalised liikumised | |||||
| Lisandunud võlakohustus | 60 000 | 59 | 100 000 | 466 | 160 525 |
| Võlakohustuse tagasimaksmine | -28 314 | -316 | 0 | 0 | -28 630 |
| Mitterahaline liikumine | |||||
| Ümberklassifitseerimine | 21 448 | 0 | -21 448 | 0 | 0 |
| Laenukulude amortisatsioon | 0 | 0 | -223 | 0 | -223 |
| Muud liikumised | 0 | 1 | 71 | 18 | 90 |
| Kokku 9 k 2023 toimunud liikumised | 53 134 | -256 | 78 400 | 484 | 131 762 |
| Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 30.09.2023 |
76 530 | 156 | 329 977 | 4 662 | 411 325 |
9. Müügitulu
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 |
III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|
| Tegevusvaldkondade lõikes | ||||
| Kaupade müük | ||||
| Pelletite müük | 4 209 | 7 208 | 22 806 | 16 616 |
| Vanametalli müük | 137 | 116 | 592 | 756 |
| Muu kaupade müük | 14 | 3 259 | 40 | 3 357 |
| Kokku kaupade müük | 4 360 | 10 583 | 23 438 | 20 729 |
| Teenuste müük | ||||
| Soojusenergia müük | 1 008 | 750 | 5 931 | 4 672 |
| Elektrienergia müük | 30 099 | 41 335 | 102 273 | 115 205 |
| Jäätmete vastuvõtt ja edasimüük | 3 596 | 2 152 | 12 048 | 10 390 |
| Vara rent ja hooldus | 77 | 2 379 | 614 | 5 623 |
| Muude teenuste müük | 119 | 55 | 296 | 281 |
| Kokku teenuste müük | 34 899 | 46 671 | 121 162 | 136 171 |
| Kokku müügitulu | 39 259 | 57 254 | 144 600 | 156 900 |
10. Taastuvenergia toetus ja muud äritulud
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|
| Taastuvenergia toetus | 4 227 | 2 855 | 15 850 | 16 751 |
| Sihtfinantseerimine | 135 | 135 | 370 | 341 |
| Tuletisinstrumentide tulud | 401 | 0 | 1 511 | 0 |
| Muud äritulud | 470 | 21 | 831 | 271 |
| Kokku muud äritulud | 5 233 | 3 011 | 18 562 | 17 363 |
11. Kaubad, toore, materjal ja teenused
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|
| Hooldus- ja remonditööd |
5 377 | 4 556 | 12 512 | 11 357 |
| Tehnoloogiline kütus | 5 614 | 5 822 | 20 344 | 14 805 |
| Elektrienergia | 13 515 | 7 928 | 33 707 | 16 917 |
| Tuhakäitlusega seotud teenused | 411 | 279 | 1 449 | 1 635 |
| Transporditeenused valmistoodangu müügiks |
465 | 450 | 1 337 | 1 261 |
| Materjalid ja varuosad toodangu valmistamiseks |
288 | 5 682 | 1 060 | 8 671 |
| Ülekandeteenused | 122 | 85 | 344 | 205 |
| Jäätmete käitlemine | 116 | 63 | 295 | 247 |
| Loodusvarade ressursimaks | 1 | 2 | 4 | 6 |
| Muud kaubad, toore, materjal ja teenused |
40 | 67 | 128 | 177 |
| Saastemaks | 62 | 35 | 206 | 187 |
| Kokku kaubad, toore, materjal ja teenused |
26 011 | 24 969 | 71 386 | 55 468 |
12. Äritegevusest laekunud raha
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 | III kv 2022 | 9 k 2023 |
9 k 2022 |
|---|---|---|---|---|
| Kasum enne tulumaksustamist | 5 352 | 22 949 | 47 094 | 80 239 |
| Korrigeerimised | ||||
| Materiaalse põhivara kulum ja väärtuse langus | 10 110 | 9 580 | 29 414 | 28 819 |
| Immateriaalse põhivara amortisatsioon ja väärtuse langus | 108 | 57 | 326 | 112 |
| Põhivara soetamiseks saadud sihtfinantseerimise amortisatsioon | -135 | -135 | -370 | -341 |
| Intressikulu võlakohustustelt | 132 | 501 | 573 | 1 033 |
| Kasum äri müügist | 0 | -5 | 0 | -644 |
| Kasum/kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse | -21 | -52 | -62 | 20 |
| Kasum materiaalse põhivara müügist | 0 | 0 | 0 | -3 |
| Intressi- ja muud finantstulud |
-127 | -6 | -645 | -12 |
| Muud investeerimise kasumid/kahjumid | -24 | 0 | -24 | 0 |
| Kursikahjum (kasum) välisvaluutas antud ja võetud laenudelt | -270 | -229 | 72 | -377 |
| Realiseerunud kasum tuletisinstrumentidest | -401 | 0 | -1 510 | 0 |
| Korrigeeritud kasum enne maksustamist | 14 724 | 32 660 | 74 868 | 108 845 |
| Äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | ||||
| Äritegevusega seotud nõuete muutus | -3 030 | 4 137 | 1 456 | 7 268 |
| Varude muutus | -4 912 | 923 | -4 950 | -5 815 |
| Muu äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | -18 580 | -3 097 | -18 955 | -7 194 |
| Kokku äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | -26 522 | 1 963 |
-22 449 | -5 741 |
| Äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | ||||
| Eraldiste muutus | 0 | -30 | -1 | -32 |
| Võlgnevuse muutus hankijatele | 19 111 | -428 | 22 446 | 2 179 |
| Muu äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | 11 664 | 2 662 | 2 457 | 491 |
| Kokku äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | 30 775 | 2 204 | 24 902 | 2 638 |
| Äritegevusest saadud raha | 18 977 | 36 827 | 77 321 | 105 742 |
13. Tehingud ja saldod seotud osapooltega
Enefit Green ASi emaettevõte on Eesti Energia AS. Eesti Energia ASi ainuomanik seisuga 30. september 2023 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 2023 on Enefit Green AS sõlminud pikaajalisi elektrienergia füüsilise tarne lepinguid seotud osapoole Eesti Energia AS-ga mahus 8 779 GWh, elektrienergia tarnimiseks perioodil oktoober 2023 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 68,7 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. september 2023 seisuga oli elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reservi saldo –10 383 tuhat eurot (vt ka lisa 5 ja 7).
| tuhandetes eurodes | III kv 2023 | III kv 2022 |
9 k 2023 |
9 k 2022 | 30.09. | 31.12. | |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2023 | 2022 | ||||||
| TEHINGUD SALDOD |
|||||||
| EMAETTEVÕTE | |||||||
| Teenuste ost | 5 057 | 4 211 | 12 471 | 9 570 | Nõuded | 7 027 | 11 968 |
| Kaupade müük | 0 | 0 | 0 | 0 | Kohustused | 21 212 | 26 412 |
| Teenuste müük | 15 418 | 6 221 | 54 986 | 12 820 | sh tuletisvaba lepinguline kohustus | 19 652 | 23 207 |
| TEISED KONTSERNI ETTEVÕTTED | |||||||
| Kaupade ost | 0 | 0 | 0 | 8 | Nõuded | 915 | 31 |
| Teenuste ost | 912 | 2 528 | 2 473 | 4 544 | Kohustused | 354 | 731 |
| Tulu kaupade müügist | 0 | 3 205 | 0 | 3 205 | |||
| Tulu teenuste müügist | 2 087 | 3 527 | 2 829 | 7 528 | |||
| TEISED SEOTUD OSAPOOLED (SH SIDUSETTEVÕTTED) | |||||||
| Teenuste ost | 577 | 507 | 1 461 | 1 249 | Nõuded | 0 | 21 |
| Tulu teenuste müügist | 0 | 0 | 0 | 2 | Kohustused | 542 | 251 |
| ELERING AS | |||||||
| Teenuste ost | 65 | 59 | 20 124 | 172 | Nõuded | 1 222 | 2 064 |
| Teenuste müük | 4 261 | 3 619 | 16 016 | 17 947 | Kohustused | 23 | 29 |
Grupi struktuur
