AI Terminal
Enefit Green
Quarterly Report • Aug 3, 2023
2216_ir_2023-08-03_166e71eb-7f77-4642-8c98-6b9084d2011f.pdf
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
II kvartal 2023 Auditeerimata vahearuanne
Enefit Greeni III kvartali 2022 vahearuanne
1
Sisukord
| 3 | Juhatuse esimehe pöördumine |
|---|---|
| 4 | Strateegia ja arenduste portfell |
| 8 | II kvartali tulemuste kokkuvõte |
| 9 | Tegevuskeskkond |
| 12 | Olulisemad sündmused |
| 13 | Grupi majandustulemused |
| 17 | Tuuleenergia segment |
| 19 | Koostootmise segment |
| 21 | Päikeseenergia segment |
| 22 | Investeeringud |
| 23 | Finantseerimine |
| 24 | Riskijuhtimine |
| 25 | Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuanne |
| 31 | Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad |
| 47 | Grupi struktuur |
Juhatuse esimehe pöördumine
Hea lugeja!
Mullune pidurdamatu energiakandjate hinnaralli on pöördunud ja hinnatasemed on normaliseerunud, kukkudes aastaga Enefit Greeni peamistel koduturgudel pea kaks korda. Enefit Greeni arvutuslik teenitud elektrihind oli teises kvartalis 90 €/MWh (-29%).
Elektritootmisele ja -hindadele avaldasid regioonis olulist mõju madalamad maagaasi hinnad, tavapärasest soojemad ilmad, Olkiluoto-3 tuumajaama lõplik käivitumine ja naaberriikide hüdroelektrijaamade tugev toodang.
Arvestades elektritootmist- ja hindu mõjutanud tegureid jäid Enefit Greeni teise kvartali majandustulemused oodatust madalamaks. Oma jälje jätsid peamise tegurina langenud arvestuslik teenitud elektrihind, aga ka nõrkadest tuuleoludest tingitud oodatust väiksem elektritoodang ning kasvanud püsikulud. Kuigi uued ehituses olevad tuule- ja päikesepargid andsid 56 gigavatt-tunnise täiendava panuse langes meie teise kvartali elektritoodang siiski 2% võrreldes möödunud aasta sama ajaga. Püsikulude kasvu vedasid arendustegevus ja sellega seonduvad üld- ning juhtimiskulud – muuhulgas tööjõukulud ja uuringute ning konsultatsioonide kulud. Planeeritud püsikulude kasv on mõeldud toetama meie pikaajalise kasvuplaani elluviimist. Kvartali puhaskasumile avaldas teises kvartalis täiendavat negatiivset mõju dividendide väljamaksega seotud tulumaksu kulu kasv.
Hinnaväljavaade sügisele ja talvele sõltub paljuski sellest, kuidas Euroopa gaasi varustamisega toime tuleb ja milliseks kujuneb CO2 hind. Nõudluse katmiseks on süsteemsel tasandil endiselt puudu taastuvelektrijaamu ja Baltikumi piirkond suuresti sõltumas impordist. Kõige suuremaid kasvuvõimalusi nähakse jätkuvalt tuulest ja päikesest elektrienergia tootmises. Taastuvelektrijaamu ei ole siiski piisavalt ehitatud, et ilma gaasi, põlevkivi või Euroopa kivisöe jaamadeta tarbimine ära katta. Prognoosid näitavad, et keskmised elektrihinnad peaksid jääma teisel poolaastal kõrgemale tasemele kui teises kvartalis.
Mai alguses toimus kahetusväärne juhtum, kui ehitusjärgus olevas Akmene tuulepargis kukkus ümber veel lõplikult valmimata tuulik. Õnnetuse hetkel kedagi tuulikus ega selle läheduses ei olnud ja inimesed juhtumis kannatada ei saanud. Ohutus eelkõige on üks Enefit Greeni põhiväärtustest ning ohutu töökeskkonna loomine ja tagamine on meie prioriteediks. Peatasime juhtunu järgselt ehitustööd ja algatasime põhjaliku juurdluse kaasates parimaid eksperte. Meie eesmärgiks on selgitada välja kõik võimalikud põhjused ja riskid, mida arvesse võtta, et tulevikus sarnaseid õnnetusi ei juhtuks.
Uute taastuvelektrijaamade lisandumisel hakkame nägema suuri elektrihinna kõikumisi, mis loob head võimalused tarbimise juhtimiseks ja erinevatele salvestuslahendustele. Alustasime ettevalmistusi akusalvesti pilootprojekti rajamiseks unikaalses Purtse hübriidpargis. Plaanime paigaldada akusalvesti võimsusega 4 megavatti ja 8 megavatt-tundi, mille rajamist rahastab osaliselt Keskkonnainvesteeringute keskus.
Rahvusvahelisel tuulepäeval avatud Purtse hübriidpargis toodavad taastuvelektrit paralleelselt viie tuulikuga tuulepark ja ligi 49 000 paneeliga päikesepark, mis kokku annavad aastas ligi 25 000 Eesti kodumajapidamise elektri. Unikaalse hübriidlahendusega liidame võrku sama ühendust kasutades rohkem tootmisvõimsust.
Augusti alguses paneme Eestis nurgakivi Baltikumi suurimale taastuvenergeetika alale, kuhu rajame samuti nii tuule kui ka päikesepargi. Sopi-Tootsi tuulepargis käib ehitustegevus juba käesoleva aasta algusest. Mais tegime investeerimisotsuse 74-megavatise päikesepargi rajamiseks tuulepargi lähistele ja esimesed tegevused päikesepargi ehitamiseks on samuti alanud.
Liikusime kvartalis aktiivselt edasi planeerimise faasis olevate projektidega. Laiendasime arendusportfellis kavandatavate tuule- ja päikeseparkide mahtu 400 megavati võrra. Jõudsime lõpusirgele Loode-Eesti meretuulepargi keskkonnamõjude aruandega ja esitasime selle juuli keskel heakskiitmiseks Kliimaministeeriumile. Arendusvõimekuse tõstmiseks ja jätkusuutlikkuse tagamiseks värbasime koduturgudel uusi töötajaid.
Enefit Greenil on väga selge kasvuplaan aastani 2026. Käesoleva aasta esimese kuue kuuga oleme investeerinud tootmisvõimsuste kasvu ligi 166 miljonit eurot, mida on mullusega võrreldes pea kolm korda enam. Uute investeerimisotsuste tegemisel lähtume turuolukorrast ja seatud investeerimiskriteeriumitest, et tagada vajalik kapitalitootlus. Teisel poolaastal on tähtis hoida tootmisvarade kõrget töökindlust, et saavutada võimalikult kõrge elektritoodang sügis- ja talvekuudel.
Aavo Kärmas Enefit Greeni juhatuse esimees
Enefit Green - vahearuanne II kvartal 2023 4
Tee 4X kasvu suunas: lisandunud on 62MW opereerivaid varasid
Opereeriv võimsus Ehituses projektid
Taastuvelektri tootmisvõimsus kasvab kuni ~1900 megavatini 2026. a. lõpuks
* Opereerivaks on 31/7/23 seisuga 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 – CommercialOperatingDate (aeg, mil park loetakse opereerivaks varaks)
*** 2. mail 2023 toimus intsident Akmene tuulepargis, mille tulemusena purunes üks ehituses olnud tuulik. Vt lk 12 selgitus hetkeolukorrast Akmene tuulepargis
NB! Arendusprojektid on pidevas muutumises.
Antud ülevaade kajastab juhtkonna esialgset kokkuvõtlikku hinnangut lühiajalise arendusportfelli projektide osas seisuga 31. juuli 2023.
NB! Arendusprojektid on pidevas muutumises.
* Erinevad päikese- ja maismaatuuleparkide arendused mille lõplikke investeerimisotsuseid ei ole plaanis teha enne 2025. aastat
7
II kvartali tulemuste kokkuvõte
+62 MW (uut opereerivat võimsust Purtse ja Zambrow)
+56 GWh (elektrienergiat uutest ehitusesolevatest tuule- ja päikeseparkidest)
* 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
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 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.
II kvartali elektrihinda langetasid meie koduturgudel madalamad maagaasi hinnad, Soome Olkiluoto 3 tuumajaama lõplik käivitumine ning naaberriikide hüdrojaamade tugev elektritoodang. Tulenevalt tavapärasest soojematest ilmadest langes teises kvartalis ka elektrienergia nõudlus.
Traditsiooniliselt määravad piirkonna tiputundidel elektrihinna gaasielektrijaamad. Sellest ning madalatest maagaasi hindadest tulenevalt on tiputundide elektrihinnad käesoleva aasta II kvartali jooksul olnud madalamad võrreldes eelmise aasta sama perioodiga. 2023. aasta II kvartali kõrgeim päeva keskmine elektrihind oli 15. juunil 130,7 €/MWh (-133,3 €/MWh võrreldes 2022. aasta I kvartaliga) ning madalaim 13. aprillil 22,7 €/MWh (+2,1 €/MWh võrreldes 2022. aasta II kvartaliga).
II kvartalis oli Hollandi gaasibörsil TTF kaubeldava maagaasi keskmine hind 32,9 €/MWh (-80,9 €/MWh, -71,1% võrreldes 2022. aasta II kvartaliga). Maagaasi hinnalanguse peamiseks põhjuseks on asjaolu, et käesoleval aastal on pehmema talve tõttu maagaasi varud Euroopas oluliselt kõrgemal tasemel võrreldes varasemate aastatega ning LNG impordimahud on kasvanud asendamaks varasemat vene torugaasi importi.
Soome tuumajaamade suurim mõju elektrihindadele oli maikuus, mil Soome elektrihinnad osadel päevadel olid negatiivsed. Juunis mõjutasid Balti turgude elektrihindu regiooni elektrijaamade hooldustööd ning tuuleparkide toodangu langus tulenevalt ilmastikust.
Ülekandekaablite kaudu mõjutab Baltimaade elektrihinda Põhjamaade hüdroenergia toodang. 2023. aasta II kvartalis oli keskmine hüdroressursside tase Põhjamaade hüdroreservuaarides 39,7% reservuaaride maksimumtasemest, s.o. 2,4 protsendipunkti kõrgem kui võrdlusperioodil, samuti on käesoleval aastal hüdroreservidesse kogunenud lume ja pinnavee maht 39TWh kõrgem mullusest, mis tähendab soodsa hüdroenergia paremat kättesaadavust.
CO2 heitmekvootide keskmine hind oli 2023. aasta II kvartalis 88,6 €/t ehk 6% võrra kõrgem kui mullu. Aprillis otsustas Euroopa Nõukogu muuta heitmekvootide poliitikat ja kehtestada uus senisest jõulisem eesmärk emissioonide vähendamiseks läbi emiteeritavate kvootide hulga täiendava piiramise.
Kvartalikeskmised elektrienergia hinnad Enefit Greeni koduturgudel ja Põhjamaades
| Keskmine elektrihind (€/MWh) |
II kv 2023 | II kv 2022 | Muutus |
|---|---|---|---|
| Eesti | 74,4 | 142,1 | -47,6% |
| Läti | 80,8 | 164,0 | -50,7% |
| Leedu | 81,3 | 168,1 | -51,6% |
| Poola | 112,9 | 150,9 | -25,2% |
| Soome | 43,3 | 117,5 | -63,1% |
| Norra | 54,9 | 93,9 | -41,5% |
| Taani | 83,8 | 179,6 | -53,3% |
| Rootsi | 51,0 | 85,6 | -40,4% |
Tegevuskeskkond
Tuuleolud
Teine ja kolmas kvartal on sesoonselt nõrgemate tuuleoludega osa aastast. Käesoleva aasta teises kvartalis mõõdetud keskmised tuulekiirused olid meie Eesti ja Leedu tuuleparkides viimaste aastate kõige nõrgemad. Nii Eesti kui Leedu tuuleparkides mõõdeti kvartali keskmiseks tuulekiiruseks 5,2 m/s (võrdlusperioodil vastavalt 5,9 ja 5,8) ja seega oli tuuleolude mõju negatiivne võrreldes eelmise aastaga. Alltoodud graafikul on näha võrdlus Eesti ja Leedu kvartalikeskmiste tuulekiiruste kohta alates 2021. aasta algusest.
Regulatiivne keskkond
Euroopa Nõukogus jätkus elektrituru reformi arutelu. Reformil on oluline mõju elektritootmisesse investeerimise ärikeskkonnale Euroopa Liidus.
Aprillis otsustas Euroopa Nõukogu muuta CO2 -heitmekvootide poliitikat ning kehtestada uus Euroopa-ülene emissioonide vähendamise eesmärk. Otsusega kaotatakse tasuta heitmekvootide jaotamine tootmisüksustele aastaks 2034 ning 2030. aastaks tuleb EL heitmekaubanduse raames vähendada emissioone 62% võrreldes 2005. a, mis on 19 protsendipunkti võrra ambitsioonikam kui varasem eesmärk. Otsus muudab fossiilkütust kasutavate elektrijaamade toodangu seni teada olevast veelgi kallimaks ning soodustab investeeringuid uutesse taastuvenergiat kasutavatesse elektrijaamadesse. Varasem regulatsioon vähendas CO2 kvootide kogust turul 2,2% võrra. Uue regulatsiooni järgi vähendatakse perioodil 2024-2027 aastas emiteeritavate kvootide kogust 4,3% võrra ning 2028-2030 juba 4,4% võrra.
Eestis toimusid märtsis 2023 Parlamendi valimised. Uue valitsuse tegevusprogrammis aastateks 2023-2027 on mitmed taastuvelektri tootmise ärikeskkonda mõjutavad eesmärgid.
- Valitsuse eesmärk on muuta Eesti elektrit eksportivaks riigiks.
- Taastuvelektri 100% eesmärgi täitmiseks korraldatakse hinnalae ja -põrandaga vähempakkumised, sh meretuuleparkide kiiremaks rajamiseks. 2024. a aprilliks tuleb ette valmistada selleks vajalikud seadusemuudatused.
- Alates 2024. aasta aprillist peab Riigi Kinnisvara AS ostma oma hallatavatele hoonetele taastuvelektrit.
- Kodutarbijatele ja korteriühistutele luuakse kuni 30 kW elektri tootmise fikseeritud hinnaga elektrivõrguga liitumise võimalus. Meede võib tuua kaasa elektri ületootmise suurenemise suvepäevadel ning alandada elektri turuhinda.
Eesti uue Valitsuse Euroopa Liidu poliitika prioriteetides aastani 2025 sätestati eesmärgid:
- Taastuvelektri turu suurendamiseks luua Balti elektriturul ühtne hinnapiirkond. Eesmärgi täitmise järel väheneb taastuvelektri tootjate hinnarisk ning lihtsustub riskimaandamine enne uute investeeringute tegemist.
- Eesti ja Soome vahele ehitada 2030-ndate aastate alguseks kolmas elektrikaabel Estlink 3.
Juunis kehtestas valitsus riigi või kohaliku omavalitsuse omandis olevatele maadele tuuleparkide ehituslubade andmise korra. Ettevalmistatud raamistik tagab riigiettevõtete Latvenergo ja Latvijas valsts meži tütarettevõttele Latvijas vēja parki ühekordse õiguse esitada motiveeritud ehitusloa taotlus kuni 10% Läti riigimetsade poolt tuuleparkide rajamiseks pakutavast koguterritooriumist. Sellega antakse eelis riigiettevõttele ja diskrimineeritakse teisi turuosalisi, kes on huvitatud tuuleparkide arendamisest Läti riigi ja omavalitsuste omandis olevatel maadel.
Juunis muutis elektrituru regulaator VERT elektritootjate hinnalae põhimõtteid ja laiendas tagantjärgi alates 1. detsembrist 2022. a. hinnalae ka ehitamisjärgus elektrijaamade toodangule. Muudatuse rahaline mõju ei ole suur, kuid suurendab elektri tootmisesse investeerimise riski Leedus.
Tühistati keeld planeerida tuulikuid elamutele lähemale kui kümme korda tuuliku tipukõrgus. Uus piiranguvöönd uutele tuulikutele ulatub majapidamistest 700 meetri kaugusele. See muudatus loob eeldused uute maismaatuuleprojektide arendamisele Poolas.
Poola valitsus otsustas jätta jõusse Euroopa Liidu poolt ajutiselt kehtestatud hinnalae taastuvelektri tootjatele kuni aasta lõpuni.
Olulisemad sündmused ja hetkeolukord Akmene tuulepargis
Alustasime 74MW Sopi päikesepargi rajamist
Tegime investeerimisotsuse ja alustasime Enefit Greeni seni suurima päikesepargi rajamist Sopi-Tootsi taastuvenergeetika alale. 74-megavatine Sopi päikesepark alustab tööd 2025. aasta alguses ja hakkab tootma ca 75 gigavatt-tundi elektrit aastas, mis katab ligi 22 500 keskmise Eesti majapidamise aastase tarbimise. Investeerime päikesepargi rajamisse ligi 44 miljonit eurot.
Koos päikesepargi lähedusse rajatava tuulepargiga anname ammendunud Tootsi turbamaardla väheväärtuslikule maale uue otstarbe ning viime Eesti lähemale taastuvenergia eesmärkide saavutamisele.
Avasime Eesti esimese tuule ja päikese hübriidpargi
Avasime 15. juunil Purtse tuule ja päikese hübriidpargi. Tegemist on unikaalse taastuvelektrijaamaga, kus toodavad taastuvelektrit viie tuulikuga 21-megavatine tuulepark ja ligi 49 000 paneeliga päikesepark, mille võimsus on 32 megavatti. Kokku annab hübriidpark aastas ca 25 000 Eesti kodumajapidamise elektri.
Purtse pargis on üle aastate esimesed Eestisse püstitatud uued ja kaasaegse tehnoloogiaga tuulikud. Unikaalse hübriidlahendusega liidame võrku sama ühendust kasutades rohkem tootmisvõimsust ning tulevikus on võimalik samasse punkti lisada ka salvestusseadmed.
Loode-Eesti meretuulepargi keskkonnamõjude hindamise aruanne
Enefit Green saatis juuli keskel Kliimaministeeriumile heakskiitmiseks Loode-Eesti meretuulepargi (tuntud ka kui Hiiumaa meretuulepark) keskkonnamõjude hindamise aruande, kellel on aega otsuse tegemiseks 30 päeva. Tegemist on 10 aasta jooksul koostatud raportiga, mis annab ilmselt kõige põhjalikuma ülevaate Loode-Eesti mereala olukorrast. Keskkonnamõjude hindamisest selgub, et tuulepark on võimalik rajada, eelistades alternatiivi, mis koosneb suurema võimsusega, ent vähema arvuga tuulikutest.
Keskkonnamõjude hindamise aruande heakskiitmine on alles esimene suurem samm Loode-Eesti meretuulepargi projektis. Arenduse järgmised etapid on tehniline projekteerimine hoonestusloa menetlusprotsessis ja mereala planeeringu läbiviimine. Projekteerimisel selgub täpsem ehitamise tehnoloogia ning tuleb teostada täiendavad uuringud. Hoonestusloa etapile järgneb ehitusloa menetlus.
Intsident ehitusjärgus Akmene tuulepargis
- mail 2023 varises Akmene (Leedu) tuulepargis kokku tuulikutorn (koos General Electric GE 158-5.X turbiiniga). Inimesed vigastada ei saanud. Intsidendi juurpõhjuste väljaselgitamiseni peatati kõikide Akmene tuuleparkide tuulikute töö.
Hetkeolukord Akmene tuulepargis
Käesoleva aruande avaldamise seisuga jätkub tuulikutootja General Electricu juhitav uurimistöö, mille eesmärgiks on selgitada välja Akmene tuulikuintsidendi juurpõhjused. Protsess on kaasatud Enefit Green, ehitusettevõte Merko Statyba, Enefit Greeni värvatud sõltumatu tehnilise konsultatsiooni ettevõte DNV Services UK Ltd, projekti kindlustanud kindlustusselts ja nende värvatud sõltumatud tehnilised konsultandid. Uurimise käigus on Enefit Green teinud aktiivset koostööd kohalike ja riiklike institutsioonidega.
Uurimise käigus on läbi viidud erinevaid toiminguid – sh turbiini andmete analüüs, ehitusega seotud tegevuste analüüs, turbiinitorni tugevushinnangud jne. Ohutus on Enefit Greeni prioriteediks ja tegevustega Akmene tuulepargis jätkatakse, kui on selgunud juhtunu põhjused ja uurimises osalevad pooled on veendunud, et kõik vajalikud parandusmeetmed on rakendatud vältimaks selle konkreetse või sarnase intsidendi kordumist.
Intsidendiga seotud turbiini ümber on jätkuvalt kehtiv sisenemiskeeluga turvaala, milles võib läbi viia ainult järelvalvatavaid uurimistoiminguid. Turbiini lammutamisprotsessi kava valmistavad ette General Electric ja Leedu ettevõte UAB Vilniaus Betono Demontavimo Technika. Nimetatud kava peavad heaks kiitma kõik ülalnimetatud uurimistöö osapooled.
Tänases seisus on vara kommenteerida Akmene intsidendi finantsmõjusid.
Enefit Greeni eesmärgiks on lõpetada kogu pargi käivitamistööd (sh intsidendis hävinud tuuliku asendamine) 2024. aasta esimeses kvartalis.
Enefit Green grupi 2023. aasta II kvartali äritulud langesid 13% ja ärikulud kasvasid 32% võrreldes eelmise aasta sama ajaga, mille tulemusena EBITDA langes 37% võrra 19,3 mln euro tasemele. Kvartali puhaskasum kahanes 15,8 mln euro võrra 1,1 mln euroni. Järgnevalt on välja toodud peamised majandustulemusi mõjutanud asjaolud.
Toodang ja müük
| Ühik | II kv 2023 | II kv 2022 | Muutus | Muutus,% | |
|---|---|---|---|---|---|
| Elektri netotoodang | GWh | 265 | 270 | -6 | -2% |
| s.h. uutest tuule- ja päikeseparkidest |
GWh | 56 | 0 | 56 | - |
| Elektri müük* | GWh | 357 | 284 | 73 | 26% |
| Soojusenergia toodang | GWh | 141 | 152 | -11 | -7% |
| Pelleti toodang | tuhat tonni | 37 | 36 | 2 | 5% |
| Pelleti müük | tuhat tonni | 12 | 7 | 4 | 54% |
Äritulud
Äritulud kokku langesid summas 6,1 mln eurot, millest müügitulud 4,9 mln eurot ja taastuvenergia toetused ning muud äritulud 1,2 mln eurot. Müügitulude 4,9 mln euro suurusest langusest 4,4 mln eurot tulenes elektrimüügist. Negatiivset mõju võrreldes mulluse esimese kvartaliga avaldasid madalamad elektri turuhinnad. Grupi koduturgude keskmine elektrihind** oli II kvartalis 78,7 €/MWh (võrdlusperioodil 151,3 €/MWh). Grupi keskmine arvutuslik teenitud elektrihind*** oli aruandeperioodil 89,9 €/MWh (võrdlusperioodil 126,8 €/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 II kvartalis 2023 63,7 €/MWh, aasta varem 127,6 €/MWh. 2023. aasta II kvartalis müüdi turule 139 GWh elektrit, võrdlusperioodil 182 GWh.
PPA-dega oli II kvartalis meie portfellist kaetud 218 GWh keskmise hinnaga 83,5 €/MWh, aasta varem müüdi elektrit PPA-de ning FiT (Feed-In Tariff) taastuvenergia toetuse põhise tulumudeli kaudu 102 GWh keskmise hinnaga 79,1 €/MWh. PPA-dega kaetud toodangu osakaal ja hinnad järgnevate aastate lõikes on välja toodud riskijuhtimise peatükis.
Lisaks madalamatele hindadele mõjutas II kvartali müügitulusid ka madalam elektritoodang. Grupi elektritoodang oli 2023. aasta II kvartalis 265 GWh (-2% vs 270 GWh võrdlusperioodil). Madalam toodang oli põhjustatud kehvadest tuuleoludest.
* Erinevus elektri müügi ja toodangu vahel tekib nii baaskoormuse PPA müükide ja tuuletoodangu profiili kui ka päev-ette prognoositud kuid realiseerumata toodangu vahedest, mis kaetakse Nordpooli ostudega ja/või ebabilansi turul.
** Grupi koduturgude toodanguga kaalutud keskmine börsihind
*** Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügitulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
| miljonites eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | |
|---|---|---|---|
| ÄRITULUD kokku | 41,2 | 47,3 | |
| Müügitulu | 36,6 | 41,5 | |
| Taastuvenergia toetus jm äritulud | 4,6 | 5,8 | |
| ÄRIKULUD kokku (va kulum) | 21,9 | 16,5 | |
| Kaubad, toore ja materjalid | 20,6 | 16,4 | |
| Tööjõukulud | 2,9 | 2,2 | |
| Muud tegevuskulud | 3,3 | 2,6 | |
| Varude jääkide muutus | -4,9 | -4,6 | |
| EBITDA | 19,3 | 30,7 | |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 9,7 | 9,6 | |
| ÄRIKASUM | 9,6 | 21,1 | |
| Netofinantstulud (-kulud) | 0,8 | 0,5 | |
| Kasum kapitaliosaluse meetodil | 0,0 | -0,1 | |
| Tulumaks | 9,3 | 4,6 | |
| PUHASKASUM | 1,1 | 16,9 | |
| ÄRIKULUD kokku (va kulum) | 21,9 | 16,5 | |
| Muutuvkulud (sh bilansienergia ost) | 16,4 | 12,4 | |
| Püsikulud | 10,3 | 8,8 | |
| Varude jääkide muutus | -4,9 | -4,6 |
Teises kvartalis oli päikeseteenuse tulu 2,2 mln euro võrra madalam kui 2022. aasta teises kvartalis, kuna 2022. aasta keskpaigas väljusime "võtmed kätte" päikeseteenuse ärist.
Pelleti müügitulud olid kahe kvartali võrdluses 1,7 mln euro võrra kõrgemad. Pelleti keskmine müügihind tõusis aastaga 53%. 2022. aasta II kvartalis oli hind 165,8 €/tonni kohta, 2023. aasta II kvartalis 253,6 €/tonni kohta. II kvartalis müüdi pelleteid 12 tuhat tonni, võrdlusperioodil 7 tuhat tonni.
Soojusenergia hind tõusis 16%, mis on tingitud biomassi hinnatõusust, kuid soojusenergia toodang vähenes 7%. Kvartalite võrdluses jäid soojusenergia tulud sarnasele tasemele eelmise aastaga.
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 II kvartalis ostsime turult elektrit 97 GWh keskmise hinnaga 83,8 €/MWh, aasta varem 18 GWh keskmise hinnaga 175,1 €/MWh (hinnad ja kogused ei sisalda pelletitootmiseks ostetud elektrit). 2022. aasta II kvartalis oli turult oste tunduvalt vähem, kuna osa toodangust oli fikseeritud hinnaga FiT toetusskeemi all ning PPA mahud 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 teises kvartalis oli see 78,7 €/MWh, võrdlusperioodil 151,3 €/MWh.
| Kvartalikeskmised hinnad | II kv 2022 | III kv 2022 | IV kv 2022 | I kv 2023 | II kv 2023 |
|---|---|---|---|---|---|
| Turule müüdud elektri müügihind | 127,6 | 285,2 | 179,0 | 82,4 | 63,7 |
| PPA (kuni IV kv 22 ka FiT) hind | 79,1 | 72,1 | 126,2 | 89,8 | 83,5 |
| Realiseerunud ostuhind | 175,1 | 337,7 | 271,1 | 116,7 | 83,8 |
| Koduturgude keskmine elektrihind* | 151,3 | 317,7 | 221,5 | 100,5 | 78,7 |
| Arvutuslik teenitud elektrihind** | 126,8 | 205,1 | 163,0 | 101,4 | 89,9 |
Muud äritulud
Muid äritulusid mõjutas 2023. aasta II kvartalis enim Eesti tuuleparkide taastuvenergia tasu vähenemine kvartalite aastases võrdluses 1,5 mln eurot. Taastuvenergia tasu on seotud toodetud kogusega ning kuna toodang oli madal, siis on saadud toetused samuti madalamad. Taastuvenergia toetused lõppesid mullu kolmandas kvartalis Vanaküla ja Virtsu III tuuleparkidel. Muid äritulusid mõjutas positiivselt summas 0,2 mln eurot 2021. aastal tekkinud tuletisvaba lepingulise kohustuse saldo vähendamine seoses vastavate PPA lepingute osalise täitmisega. 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.
* 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
Toodetud, ostetud ja müüdud elektri kogused
Kaubad, toore, materjal ja teenused
Kaupade, toorme, materjali ja teenuste kulugrupp kasvas 4,2 miljoni euro võrra ehk 26%. Peamine muutus leidis aset elektrienergia kuludes (kasv 4,4 mln eurot), mis tulenes Nord Pooli päevasisese turu 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. Suurenesid ka tehnoloogilise kütuse kulud (kasv 1,6 mln eurot) biomassi kallinemise tõttu. Pelleti keskmine biomassi kulu tõusis kvartalite võrdluses 59%. 2023. aasta II kvartali biomassi kuluks oli 148,8 €/tonn, 2022. aasta II kvartali perioodil oli kuluks 98,1 €/tonn. Muud otsekulud toodanguks kulugrupp vähenes aga 2,0 mln euro võrra, kuna 2022.aasta keskpaigas väljusime "võtmed kätte" päikeseteenuse ärist.
Tööjõukulud
Grupi tööjõukulud kasvasid 34% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. Kasv tulenes täiskohaga töötajate arvu suurenemisest 177-lt 197-le kahe kvartali võrdluses ning olemasolevate töötajate palgatõusust. Uued töötajad on lisandunud peamiselt arendusvaldkonnas toetamaks meie kasvuplaani kõigil koduturgudel.
Grupi EBITDA muutus mõjurite lõikes, mln €
Muud tegevuskulud
Muud tegevuskulud kasvasid 22% ehk 0,6 mln euro võrra. Peamine kasv tulenes arendusprojektide uuringu ja konsultatsioonikulude suurenemisest. Mõningane kasv oli veel IT ja kommunikatsioonikuludes.
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 37 tuhat tonni (2022 II kvartal: 36 tuhat tonni) ning müüdi 12 tuhat tonni (2022 II kvartal: 7 tuhat tonni). Varude jääkide muutus oli summas -4,9 mln eurot (-4,6 mln eurot võrdlusperioodil). Pelleti keskmine müügihind tõusis aastaga 53%. 2022. aasta II kvartalis oli hind 165,8 €/tonni kohta, 2023. aasta II kvartalis 253,6 €/tonni kohta.
EBITDA ja püsikulud
Suurimat mõju EBITDA langusele omas müüdud elektri hinna langus (-12,1 mln eurot), kuna elektrihinnad on võrreldes mulluse II kvartaliga märkimisväärselt langenud. PPAdest tulenevalt on võrreldes eelmise aastaga oluliselt kasvanud müüdud elektri kogus (mõju +6,5 mln eurot), millega kaasnevalt on suurenenud ka elektriportfelli balansseerimiseks tehtavate elektri ostude maht (mõju -6,8 mln eurot). Nimetatud mõjude koondtulemust EBITDA-le mõjutab nii vastava perioodi elektritoodangu maht kui ka -profiil, elektritoodang on võrreldes võrdlusperioodiga langenud 2%.
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 1,6 mln euro võrra ehk 18%. Püsikulude kasvu vedasid arendustegevus ja sellega seonduvad üld- ning juhtimiskulud – muuhulgas tööjõukulud ja uuringute ning konsultatsioonide kulud.
Põhivara kulum ja vara väärtuse langus
Põhivara kulum jäi aruande perioodil eelmise aasta võrdlusperioodi tasemele. Kuigi investeeringute maht oli 74,6 miljonit eurot 2023. aasta II kvartalis, ei mõjutanud see kulumit, kuna enamasti on tegemist alles ehitusjärgus tuule- või päikeseparkide arendustega.
Neto finantstulud
Neto finantstulud kasvasid 0,3 mln euro võrra eelmise aasta sama kvartaliga võrreldes. Intressikulud pangalaenudelt on kvartalite võrdluses 1,8 mln euro võrra tõusnud, kuid 100% laenuintressidest kapitaliseeriti tuuleparkide ehitusperioodi tõttu. Positiivset mõju finantstuludele on kvartalite võrdluses omanud intressitulude kasv.
Tulumaks
Tulumaksu kulu kasvas 4,7 mln euro võrra dividendide väljamakse tõttu. Eesti tulumaksusüsteemi kohaselt maksavad residendist äriühingud tulumaksu dividendide või muude kasumieraldistena jaotatud kasumilt nende väljamaksmisel. Vastavalt maikuus toimunud Enefit Greeni aktsionäride üldkoosoleku otsusele maksti dividendid 2022. majandusaasta eest välja juunis 2023.
Puhaskasum
Grupi puhaskasum langes 15,8 mln euro võrra, olles aruandeperioodil 1,1 mln eurot. Puhaskasumi langus on tingitud nii madalamatest elektrihindadest kui ka suurematest elektriportfelli balansseerimiseks tehtavatest elektriostu kuludest ning tulumaksukulu kasvust.
Äritulud segmentide kaupa, mln €
Majandustulemused segmentide kaupa
Aruandeperioodi põhjal on nii EBITDA kui äritulude vaatest grupi suurim tuulenergia segment (58% ärituludest ja 61% EBITDA-st). Koostootmise segment panustas ärituludesse 34% ja moodustas 40% EBITDA-st. Aruandeperioodi väikseim raporteeritav segment on päikeseenergia, mille äritulud ulatusid 7% kogu grupi ärituludest.
Raporteeritavatest segmentidest kahanesid enim tuule ja koostootmise segmendi EBITDA-d. Täpsem analüüs raporteeritavate segmentide kaupa on esitatud allpool.
14,1
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.
Grupi EBITDA jagunemine ja muutus, mln €
Tuuleenergia segment
Tuuleenergia segment koosneb opereerivatest tuuleparkidest, tuuleparkide arendustest, tuuleparkide arendamisega seotud juhtimiskuludest ja tuuleparkide juhtimiskuludest.
Töökindlus ja toodangud
- aasta II kvartalis olid Eesti ja Leedu tuuleolud viimaste aastate tagasihoidlikuimad. Nii Eesti kui ka Leedu tuuleparkides mõõdeti kvartali keskmiseks tuulekiiruseks 5,2 m/s (võrdlusperioodil vastavalt 5,9 ja 5,8). Lisaks oli probleeme Leedu tuuleparkide töökindlusega, mis langes teises kvartalis. Suurema mõjuga vähenenud töökindlusele olid mõnede peakomponentide vahetustööd Šilute tuulepargis.
Eesti tuuleparkide toodang langes teises kvartalis võrreldes eelmise aasta sama perioodiga -24% ja Leedus kasvas +13%. Leedus alustas tööd ehitusjärgus Šilale II ning kuni mai alguses toimunud intsidendini andis toodangut ka Akmene tuulepark. Summaarselt ulatus tuulenergia toodang 191 GWh-ni, vähenedes aastaga 9%. Uute ehitusjärgus tuuleparkide panus kvartali tuuleenergia toodangusse ulatus ligi 40 GWh-ni.
Elektrihinnad
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
Tuule segmendi arvutuslik teenitud elektrihind koos toetusega oli 2023. aasta II kvartalis 86,9 €/MWh (-26% võrreldes 2022. aasta II kvartaliga). Arvutuslikku teenitud elektrihinda mõjutasid nii madalamad Nord Pool turuhinnad, pikaajaliste elektrimüügi lepingute lisandumine kui ka elektriostu kulud. Kokku müüdi tuulesegmendis 2023. aasta II kvartalis PPA lepingute alusel 203,9 GWh elektrit.
Äritulud
93,3
96,2
Tuule segmendi äritulusid mõjutasid nii madalam elektrienergia toodang kui ka madalam arvutuslik teenitud elektrihind, mis langetasid segmendi äritulusid 23,9 mln euroni ehk 11,8% võrra.
Enefit Green - vahearuanne II kvartal 2023 17
18
Tuuleenergia segment
Ärikulud
Tuule segmendi ärikulud (ilma kulumita) kasvasid 5,5 mln euro võrra 12,1 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 0,5 mln euro võrra.
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 II kvartalis 2023 suurenenud indekseerimisest tulenevalt 11,2% võrreldes võrdlusperioodiga. II kv
EBITDA
I kv
II kv
IV kv
III kv
Kokkuvõtvalt langes tuule segmendi EBITDA 11,8 mln euroni (võrdluskvartalis 20,5 mln eurot). Vähenemine tulenes elektri turuhinna langusest, madalamast toodangust ja PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavatest elektrienergia ostukuludest.
*(Ärikulud - bilansienergia ost - kulum) / opereeriv võimsus. Arvutuses on arvesse võetud ainult opereerivad tuulevarad: Enefit Wind OÜ ja Enefit Wind UAB.
II kv
I kv
II kv
IV kv
III kv
10,0
36,9
I kv
Koostootmise segment
Koostootmise segment koosneb Iru, Paide, Valka ja Broceni koostootmisjaamadest ja pelletitehasest.
Elektritoodangud ja -hinnad
II kvartalis 2023. aastal oli elektritoodang 43,6 GWh, mis on kvartalite võrdluses vähenenud (II kvartalis 2022 46,7 GWh). Väiksem elektritoodang on põhjustatud Iru plaanilisest hooldusseisakust ja Valka jaama tootmisprotsessi optimeerimisest kõrge kütusehinna tingimustes. Iru ja Paide koostootmisjaamad saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta taastuvatest allikatest toodetud elektri eest ning mitte-taastuvast kütusest tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektri eest 32 €/MWh kohta. 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. Broceni koostootmisjaam kaotas vastavalt BVKB oktoobris 2021 langetatud otsusele fikseeritud elektrihinna 143,6 €/MWh tagasiulatuvalt alates märtsist 2021. Viimase otsuse on Enefit Greeni tütarettevõte SIA Technological Solutions kohtus vaidlustanud. Aprillis 2023 langetas II astme kohus otsuse BVKB kasuks, mille osas SIA Technological Solutions juhatus esitas maikuus omakorda kassatsioonikaebuse. Kuni kohtuvaidluse lõpplahendini müüb Broceni koostootmisjaam alates novembrist 2021 elektrit Nord Pool Läti turuhinnaga.
Koostootmisjaamade töökindlus püsis teises kvartalis mullusega sarnaselt kõrgel tasemel - 97,7% (97,4%).
Arvutuslik teenitud segmendi elektrihind on langenud NP Eesti ja Läti turuhinna tõttu 40% ja oli 2023. aasta II kvartalis 104,6 €/MWh.
175
105
-3,0 (-6,5%) -11,2 (-7,4%) Toodangud, GWh
II kv 2022 II kv 2023
*(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
Elekter* Soojusenergia II kv 2022 II kv 2023
-70,3 (-40,2%) +2,0 (+16,2%) Arvutuslik teenitud elektrihind, €/MWh *
12
14
Soojusenergia toodangud ja hinnad
Soojusenergia toodang langes 7% 141 GWh-ni. Kvartalite võrdluses suurenes keskmine müüdud soojaenergia MWhi hind 16%, olles 2023. aasta II kvartalis ligikaudu 14 €/MWh. Iru soojusenergia toodangu piirhind on võrreldavates kvartalites olnud sama ehk 7,98 €/MWh, kuid Paides ja Valkas on hind tõusnud tingituna sisseostetava biomassi kallinemisest.
Äritulud
Äritulud vähenesid kvartalite võrdluses 14,1 mln euroni ehk -14%. Pelletite müügitulu kasvas (+1,7 miljonit eurot, +136%) tingituna kõrgemast müügihinnast ja suurematest müügikogustest. Pelleti keskmine müügihind tõusis 253,6 €/tonni kohta ehk 53%. Teises kvartalis müüdi pelleteid 12 tuhat tonni, võrdlusperioodil 7 tuhat tonni. Jäätmete vastuvõtutulud vähenesid väiksema jäätmete vastuvõtumahu tõttu 0,1 mln euro võrra (3,9 mln euroni), soojusenergia müügitulud suurenesid kõrgemast toodangust ja müügihinnast tingitult 0,1 mln euro võrra (1,6 mln euroni) ja muud tulud vähenesid 0,2 mln euro võrra (0,5 mln euroni). Elektrimüügitulud vähenesid 3,7 mln euro võrra (3,7 mln euroni) madalama turuhinna ja vähenenud tootmiskoguste tõttu. Elektri tootmise toetused jäid samale tasemele võrreldes võrdlusperioodiga.
Koostootmise segment
Ärikulud
Valmistoodangu varude jääkide muutus 2023. aasta II kvartalis vähendas kulusid (4,9 miljonit eurot) pelletite toodangust väiksema müügi tõttu. 2022. aasta II kvartalis oli olukord samasugune ehk pelletite müük jäi alla toodangule ning varude muutus oli summas 4,6 miljonit eurot. Kvartalite võrdluses vähenesid koostootmise segmendi kulud varude muutusest 0,2 mln euro võrra. Muutuvkulud suurenesid 2023. aasta II kvartalis 0,9 miljoni euro võrra, peamiselt kõrgema biomassi hinna tõttu ning vähenes elektriostu kulu. Pelleti keskmine biomassi kulu tõusis kvartalite võrdluses 59%. 2023. aasta II kvartali biomassi kuluks oli 148,8 €/tonn, 2022. aasta II kvartali perioodil oli kuluks 98,1 €/tonn. Püsikulud suurenesid 0,1 miljoni euro võrra 2,4 miljoni euroni.
EBITDA
Segmendi EBITDA langes 3,0 mln euro võrra ehk -27% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga, olles 2023. aasta II kvartalis 7,8 mln eurot. Languse EBITDA-le põhjustas peamiselt biomassi kallinemine, elektrihindade langus ja vähenenud elektritootmine. Positiivset mõju EBITDA-le avaldas pelleti müügihind ja -kogus.
EBITDA, mln € -3,0 (-27,8%)
Päikeseenergia segment
Päikeseenergia segment sisaldab lisaks opereerivatele päikeseelektrijaamadele ka päikeseparkide arendusi ja päikeseteenuseid.
Toodangud
II kvartalis 2023 oli päikeseenergia toodang 29,5 GWh, mis on 16,5 GWh (126%) kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna kahe uue päikesepargi tootma hakkamisest. II kvartalis andsid oma esimesed toodangud Eestis Purtse päikesepark ja Poolas Zambrow päikesepark. Päikeseparkide töökindlus püsis ootuspäraselt kõrgel 99,9% tasemel (võrdlusperioodil 99,9%).
Elektrihinnad
Eesti päikesepargid on osaliselt avatud elektri turuhinna suhtes, enamus Poola päikeseparkidel on iga-aastaselt inflatsiooniga indekseeritav fikseeritud hind, mis 2023. aasta II kvartalis oli 492- 526 zlotti/MWh (kolme kuu keskmise Poola zloti kursiga arvestades 110-118 €/MWh). Kokku müüdi päikesesegmendis 2023. aasta II kvartalis PPA lepingute alusel 14,2 GWh elektrit.
*(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
Äritulud
Opereerivate päikeseparkide äritulud tõusid 1,5 mln euro võrra. Peamiseks põhjuseks on elektritoodangute suurenemine, kuna II kvartalis hakkasid tootma kaks uut päikeseparki.
EBITDA
Päikese segmendi EBITDA oli 2023. aasta II kvartalis 1,9 mln eurot, mis on 0,7 miljoni euro võrra suurem kui eelmise aasta samas kvartalis. Peamiseks põhjuseks on kahe uue päikesepargi toodangute ja tulude lisandumine päikese segmenti. EBITDA-t on veel mõjutanud arendustegevustega seotud püsikulude (sealhulgas personali- ja konsultatsioonikulude) kasv.
Päikeseparkide töökindlus (%)
Päikeseteenuste äritulud
Opereerivate päikeseparkide äritulud
Investeeringud
Investeeringud II kvartalis
Grupi investeeringud olid 2023. aasta II kvartalis 74,6 mln eurot, mida on 33,6 mln eurot rohkem kui võrdlusperioodil. Kasv tulenes arendusinvesteeringutest, mis ulatusid 74,0 mln euroni. Sellest 48,0 mln eurot oli seotud kolme tuulepargi rajamisega: 31,7 mln eurot investeeriti Tolpanvaara tuuleparki, 13,9 mln eurot Sopi-Tootsi tuuleparki ja 2,4 mln eurot Akmene tuuleparki. Päikeseparkide arendustest investeeriti kõige rohkem Vändra päikesepargi arendusetappi 9,4 mln eurot.
Baasinvesteeringuid tehti II kvartalis 0,5 mln euro ulatuses, mida on 0,5 mln euro võrra vähem kui võrdlusperioodil. 2023.aasta II kvartali baasinvesteeringud olid peamiselt seotud Iru koostootmisjaamaga, mullu aga Eesti tuuleparkidega. Tuuleparkide baasinvesteeringud võivad kvartalite lõikes oluliselt erineda, kuna sõltuvad tuulikute tehnilistest probleemidest vastaval perioodil.
Finantseerimine
Grupi peamised võõrkapitali allikad on investeerimis- ja likviidsuslaenud regiooni kommertspankadelt, Põhjamaade Investeerimispangalt (NIB) ning Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangalt (EBRD).
- juuni 2023 seisuga oli Grupi intressikandvate kohustuste maht korrigeeritud soetusmaksumuses 358,9 mln eurot (279,6 mln eurot 31. detsembril 2022). Sellest moodustasid enamuse pangalaenud summas 353,9 mln eurot, sealhulgas Poola zlottides võetud laen 6,4 mln euro väärtuses.
II kvartali jooksul võttis Enefit Green kasutusse kolm varem sõlmitud korduvkasutatavat likviidsuslaenulepingut kogusummas 50 miljonit eurot tähtaegadega perioodil 2024 – 2026 ning 40 miljonit eurot NIB investeerimislaenust lõpptähtajaga aastal 2034.
Investeerimislaenudele kogujäägiga 163,2 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. juuni 2023 seisuga oli 3,44% (31. detsember 2022 2,60%). 30. juuni 2023 seisuga oli sõlmitud kuid kasutusele võtmata investeerimislaenude jääk 285 miljonit eurot.
Laenulepingute eritingimused
Grupi laenulepingud sisaldavad mõningaid eritingimusi, mis seavad grupi konsolideeritud majandusnäitajatele teatud piirmäärad. Seisuga 30. juuni 2023 täitis grupp kõiki laenulepingutes sätestatud nõudeid.
Finantseerimise ja tootluse suhtarvud
Laenukohustuste maksimaalse taseme määramisel arvestab juhtkond finantsvõimenduse suhtarve ning netovõla/EBITDA kordajat.
Pangalaenude tagasimaksegraafik, mln €
Netovõlg/EBITDA, korda Finantsvõimendus, %
Likviidsete varade muutus II kvartalis 2023. aastal, mln €
| miljonites eurodes | 31.12.2022 | 30.06.2023 | ||
|---|---|---|---|---|
| Võlakohustused | 279,6 | 358,8 | ||
| Miinus raha |
-131,5 | -53,0 | ||
| Netovõlg | 148,1 | 305,9 | ||
| Omakapital | 718,7 | 696,4 | ||
| Investeeritud kapital |
866,8 | 1 002,2 | ||
| EBITDA (viimased 12 kuud) |
154,8 | 138,9 | ||
| 31% | Ärikasum (viimased 12 kuud) |
117,1 | 100,9 | |
| Puhaskasum (viimased 12 kuud) |
110,2 | 90,0 | ||
| 30% | ||||
| 2,2 | Finantsvõimendus (1) |
17% | 31% | |
| 20% | Netovõlg/EBITDA | 0,96 | 2,20 | |
| Investeeritud kapitali tootlus (2) |
13,5% | 10,1% | ||
| 10% | Omakapitali tootlus (3) |
15,3% | 12,9% | |
| Intressikatte kordaja |
42,8 | 19,7 | ||
| 40% |
(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. juuni 2023 seisuga 10 100 GWh ning keskmine hind 71,7 EUR/MWh.
Peale 2027. aastat toodetavast elektrist on PPA-dega kaetud 3 677 GWh keskmise hinnaga 78,1 EUR/MWh.
Allpool on graafikul esitatud 30. juuni 2023 seisuga uuendatud info lähiaastate prognoositavate tootmismahtude ja maandatud riskiga tootmismahtude kohta.
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.
Opereeriv Ehitusesolev Investeerimisotsus tegemata PPA FiT/CfD FiP Hinnapõrand*
| 2023 | 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | Periood 2023- 2027 kokku |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| FiT/CfD meetmega fikseeritud toodangu osakaal** |
2% | 1% | 1% | 1% | 1% | 1% |
| Kogus (GWh) | 26 | 28 | 28 | 28 | 28 | 140 |
| FiT/CfD kaalutud keskmine hind, EUR/MWh | 97,3 | 96,5 | 98,5 | 100,5 | 102,6 | 99,1 |
| FiP toetusega kaetud toodangu osakaal** | 32% | 24% | 9% | 3% | 3% | 12% |
| Kogus (GWh) | 509 | 503 | 274 | 99 | 79 | 1 466 |
| FiP kaalutud keskmine toetus, EUR/MWh (lisandub elektri turuhinnale) |
50,1 | 50,2 | 50,4 | 53,7 | 53,7 | 50,6 |
| PPA-dega kaetud toodangu osakaal** | 60% | 64% | 51% | 52% | 52% | 55% |
| Kogus (GWh) | 953 | 1 331 | 1 533 | 1 534 | 1 550 | 6 901 |
| PPA-de kaalutud keskmine hind, EUR/MWh | 86,9 | 67,6 | 64,8 | 64,8 | 69,0 | 69,4 |
* Hinnapõrand – vähempakkumise käigus saadud riigi toetus hinnapõranda näol tasemega 34,9 EUR/MWh (maksimaalselt 20 EUR/MWh) ning pikkusega 12 aastat
** eeldatav toodang sisaldab opereerivate ning ehitusesolevate varade prognoositud toodangut
Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuanne II kvartal 2023
Lühendatud konsolideeritud kasumiaruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Müügitulu | 9 | 36 556 | 41 505 | 105 341 | |
| Taastuvenergia toetus ja muud äritulud | 10 | 4 610 | 5 773 | 13 329 | |
| Valmis- ja lõpetamata toodangu varude jääkide muutus |
4 892 | 4 646 | -168 | ||
| Kaubad, toore, materjal ja teenused | 11 | -20 583 | -16 365 | -45 375 | |
| Tööjõukulud | -2 905 | -2 169 | -5 391 | ||
| Põhivara kulum, amortisatsioon ja allahindlus | -9 707 | -9 644 | -19 522 | ||
| Muud tegevuskulud | -3 274 | -2 645 | -7 329 | ||
| ÄRIKASUM | 9 589 | 21 101 | 40 885 | ||
| Finantstulud | 1 191 | 1 117 | 1 598 | ||
| Finantskulud | -402 | -626 | -782 | ||
| Neto finantstulud | 789 | 491 | 816 | ||
| Kasum/-kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse | 22 | -76 | 41 | ||
| KASUM ENNE TULUMAKSUSTAMIST | 10 400 | 21 516 | 41 742 | ||
| Tulumaks | -9 260 | -4 592 | -10 080 | ||
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 1 140 |
16 924 | 31 662 |
||
| Tava ja lahustunud puhaskasum aktsia kohta | |||||
| Kaalutud keskmine aktsiate arv, tuh | 6 | 264 276 | 264 276 | 264 276 | |
| Tava puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,004 | 0,06 | 0,12 | |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,004 | 0,06 | 0,12 |
Lühendatud konsolideeritud muu koondkasumiaruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 1 140 | 16 924 | 31 662 | ||
| Muu koondkasum | |||||
| Kirjed mida võib edaspidi ümber klassifitseerida kasumiaruandesse: | |||||
| Rahavoo riskimaandamisinstrumentide ümberhindlus (sh. ümberklassifitseerimised kasumiaruandesse) |
5, 7 | 1 228 | 5 586 | 540 | |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed | 7 | 436 | -106 | 401 | |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | 1 664 | 5 480 | 941 | ||
| ARUANDEPERIOODI KOONDKASUM KOKKU | 2 804 | 22 404 | 32 603 |
Lühendatud konsolideeritud finantsseisundi aruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | 30.06.2023 | 31.12.2022 | |
|---|---|---|---|---|
| VARAD | OMAKAPITAL | |||
| Põhivara | Emaettevõtja omanikele kuuluv kapital ja reservid | |||
| Materiaalne põhivara | 4 | 899 039 | 776 870 | |
| Immateriaalne põhivara | 60 304 | 60 382 | ||
| Varade kasutusõigus | 4 510 | 4 239 | ||
| Ettemaksed põhivara eest | 4 | 45 462 | 19 412 | |
| Edasilükkunud tulumaksuvara | 1 751 | 1 321 | ||
| Investeeringud sidusettevõtjatesse | 547 | 506 | ||
| Tuletisinstrumendid | 5, 7 | 8 866 | 11 277 | |
| Pikaajalised nõuded | 40 | 40 | ||
| Kokku põhivara | 1 020 519 | 874 047 | KOHUSTUSED | |
| Pikaajalised kohustused | ||||
| Käibevara | ||||
| Varud | 14 265 | 14 227 | ||
| Nõuded ostjate vastu, muud nõuded ja ettemaksed | 37 304 | 41 091 | ||
| Raha ja raha ekvivalendid | 52 996 | 131 456 | ||
| Tuletisinstrumendid | 5 | 4 887 | 3 349 | |
| Kokku käibevara | 109 452 | 190 123 | ||
| Kokku varad | 1 129 971 | 1 064 170 |
| tuhandetes eurodes | Lisa | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|---|
| OMAKAPITAL | |||
| Emaettevõtja omanikele 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 | 166 959 | 166 419 |
| Realiseerimata kursivahede reserv | 7 | -361 | -762 |
| Jaotamata kasum | 199 586 | 225 190 | |
| Kokku omakapital | 696 366 | 718 733 | |
| KOHUSTUSED | |||
| Pikaajalised kohustused | |||
| Võlakohustused | 8 | 283 032 | 255 755 |
| Sihtfinantseerimine | 6 879 | 7 115 | |
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5, 7 | 18 086 | 18 086 |
| Edasilükkunud tulumaksukohustused | 12 482 | 12 326 | |
| Muud pikaajalised võlad | 3 000 | 3 000 | |
| Eraldised | 9 | 9 | |
| Kokku pikaajalised kohustused | 323 488 | 296 291 |
|
| Lühiajalised kohustused | |||
| Võlakohustused | 8 | 75 818 | 23 808 |
| Võlad hankijatele ja muud võlad | 31 698 | 20 215 | |
| Eraldised | 2 | 2 | |
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5 | 2 599 | 5 121 |
| Kokku lühiajalised kohustused | 110 117 | 49 146 |
|
| Kokku kohustused | 433 605 | 345 437 | |
| Kokku omakapital ja kohustused | 1 129 971 | 1 064 170 |
Lühendatud konsolideeritud rahavoogude vahearuanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa 2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| Rahavood äritegevusest | |||||
| Äritegevusest saadud raha | 12 | 14 006 | 22 898 |
58 343 | 68 915 |
| Makstud intressid ja laenukulud | -2 084 | -495 | -4 137 | -997 | |
| Saadud intressid | 207 | 3 | 518 | 6 | |
| Makstud tulumaks | -631 | -1 001 | -1 205 | -1 501 | |
| Kokku rahavood äritegevusest | 11 498 | 21 405 | 53 519 | 66 423 | |
| Rahavood investeerimisest | |||||
| Tasutud materiaalse ja immateriaalse põhivara soetamisel | 4 | -69 907 | -34 739 | -149 480 | -47 048 |
| Tasutud tütarettevõtete soetamisel* | 0 | 0 | -6 174 | 0 | |
| Laekunud materiaalse põhivara müügist | 0 | 0 | 0 | 3 | |
| Laekunud äri müügist | 0 | 718 | 0 | 718 | |
| Kokku rahavood investeerimisest | -69 907 | -34 021 | -155 654 | -46 327 | |
| Rahavood finantseerimisest | |||||
| Saadud pangalaenud | 8 | 90 000 | 40 000 | 90 000 | 40 000 |
| Tagasi makstud pangalaenud | 8 | -4 040 | -5 027 | -11 177 | -9 670 |
| Tagasi makstud liisingkohustused | 8 | -95 | -47 | -179 | -129 |
| Makstud dividendid | -54 969 | -39 906 | -54 969 | -39 906 | |
| Kokku rahavood finantseerimisest | 30 896 |
-4 980 | 23 675 | -9 705 | |
| Neto rahavoog | -27 513 | -17 596 | -78 460 | 10 391 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi algul | 80 509 | 108 441 | 131 456 | 80 454 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi lõpul | 52 996 | 90 845 | 52 996 | 90 845 | |
| Kokku raha ja raha ekvivalentide muutus | -27 513 |
-17 596 | -78 460 |
10 391 |
* I kvartali 2023 rahavoogude aruandes sisaldus tütarettevõtte soetamine summas 6 174 tuhat eurot real "Tasutud materiaalse ja immateriaalse põhivara soetamisel".
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 | 51 849 | 51 849 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | 0 | 0 | 0 | 6 524 | -244 | 0 | 6 280 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku | 0 | 0 | 0 | 6 524 | -244 | 51 849 | 58 129 |
| 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 30.06.2022 | 264 276 | 60 351 | 3 259 | 158 317 | -1 209 | 166 836 | 651 830 |
| 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 | 31 662 | 31 662 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | 0 | 0 | 0 | 540 | 401 | 0 | 941 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku | 0 | 0 | 0 | 540 | 401 | 31 662 | 32 603 |
| 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 30.06.2023 | 264 276 | 60 351 | 5 555 | 166 959 | -361 | 199 586 | 696 366 |
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.
3. Segmendiaruandlus (järg)
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa 2022 |
|---|---|---|---|---|
| MÜÜGITULU | ||||
| Tuuleenergia | 20 965 | 22 832 | 58 911 | 57 448 |
| Koostootmine | 12 638 | 14 762 | 42 779 | 36 879 |
| Päikeseenergia | 2 773 | 3 782 | 3 267 | 5 060 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 36 376 | 41 375 | 104 957 | 99 388 |
| Muud | 179 | 130 | 384 | 258 |
| Kokku | 36 556 | 41 505 | 105 341 | 99 646 |
| TAASTUVENERGIA TOETUS JA MUUD ÄRITULUD | ||||
| Tuuleenergia | 2 952 | 4 280 | 9 841 | 11 118 |
| Koostootmine | 1 422 | 1 530 | 3 232 | 3 221 |
| Päikeseenergia | 231 | -45 | 247 | -13 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 4 605 | 5 765 | 13 319 | 14 326 |
| Muud | 5 | 8 | 10 | |
| Kokku | 4 610 | 5 773 | 13 329 | 14 352 |
| EBITDA | ||||
| Tuuleenergia | 11 826 | 20 517 | 42 651 | 55 237 |
| Koostootmine | 7 806 | 10 809 | 20 677 | 22 892 |
| Päikeseenergia | 1 865 | 1 206 | 1 430 | 1 826 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 21 498 | 32 532 | 64 758 | 79 955 |
| Muud | -2 202 | -1 786 | -4 351 | -3 637 |
| Kokku | 19 296 | 30 746 | 60 408 | 76 318 |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 9 707 | 9 644 | 19 522 | 19 293 |
| Neto finantstulud | 789 | 491 | 816 | 337 |
| Kasum/-kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtetesse |
22 | -76 | 41 | -72 |
| Kasum enne maksustamist | 10 400 | 21 517 | 41 660 | 57 434 |
| ÄRIKASUM | ||||
| Tuuleenergia | 5 010 | 13 676 | 28 902 | 41 584 |
| Koostootmine | 5 225 | 8 259 | 15 518 | 17 760 |
| Päikeseenergia | 1 633 | 978 | 973 | 1 371 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 11 869 | 22 914 | 45 392 | 60 715 |
| Muud | -2 280 | -1 812 | -4 507 | -3 689 |
| Kokku | 9 589 | 21 102 | 40 885 | 57 025 |
| 8 |
|---|
| Enefit Green |
3. Segmendiaruandlus (järg)
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa 2022 |
|---|---|---|---|---|
| INVESTEERINGUD PÕHIVARASSE | ||||
| Tuuleenergia | 53 068 | 38 761 | 130 702 | 50 961 |
| Koostootmine | 555 | 464 | 750 | 613 |
| Päikeseenergia | 18 799 | 1 290 | 30 879 | 2 451 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 72 422 | 40 514 | 162 332 | 54 024 |
| Muud | 2 136 | 399 | 4 164 | 636 |
| Kokku | 74 557 | 40 914 | 166 495 | 54 660 |
| tuhandetes eurodes | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| PÕHIVARA | ||
| Tuuleenergia | 779 282 | 668 422 |
| Koostootmine | 130 039 | 134 510 |
| Päikeseenergia | 93 516 | 55 035 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 1 002 838 | 857 968 |
| Muud | 17 681 | 16 079 |
| Kokku | 1 020 519 | 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 | 0 | 0 | 201 | 140 886 | 25 408 | 166 495 |
| Valuuta ümberarvestuse kursivahed | 0 | 8 | 23 | 490 | 498 | 9 | 1 028 |
| Ümberklassifitseerimine | 2 | 1 | 2 | 3 050 | -3 688 | 633 | 0 |
| Arvestatud kulum ja allahindlus | 0 | -352 | -635 | -18 317 | 0 | 0 | -19 304 |
| Kokku I pa 2023 toimunud liikumised | 2 | -343 | -610 | -14 576 | 137 696 | 26 050 | 148 219 |
| Materiaalne põhivara seisuga 30.06.2023 | |||||||
| Soetusmaksumus | 63 955 | 25 582 | 42 243 | 755 262 | 341 333 | 45 462 | 1 273 837 |
| Kogunenud kulum | 0 | -10 737 | -25 649 | -292 932 | -18 | 0 | -329 336 |
| Kokku materiaalne põhivara seisuga 30.06.2023 | 63 955 | 14 845 | 16 594 | 462 330 | 341 315 | 45 462 | 944 501 |
Seisuga 30.06.2023 oli kontsernil põhivara soetamiseks sõlmitud lepingutest tulenevaid kohustusi 428 936 tuhat eurot (31. detsember 2022: 89 623 tuhat eurot ja 30. juuni 2022: 182 701 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 30.06.2023 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.
5. Tuletisvaba lepinguline kohustus, tuletisinstrumendid ja riskimaandamisarvestus (järg)
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. juuni 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.
Grupp jätkas riskimaandamisarvestuse rakendamist avatud tuletisinstrumentide positsioonide osas kuni 17. augustini 2021, kajastades tuletisinstrumentide õiglase väärtuse muutust kuni EFETi üldlepingu allkirjastamise kuupäevani. Tuletisinstrumentide kohustuse väärtus suurenes 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 teises kvartalis saldo 552 tuhande euro võrra ning oli 30. juuni 2023 seisuga –11 014 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 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. EFET-i 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.
- detsembril 2022 klassifitseeriti eelnevalt mainitud kohustus 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:
| 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 |
5. Tuletisvaba lepinguline kohustus, tuletisinstrumendid ja riskimaandamisarvestus (järg)
Intressimäära vahetustehingud (swap-tehingud)
Seisuga 30. juuni 2023 oli grupil sõlmitud kolm intressimäära vahetustehingut kolme laenu intressimäära riski maandamiseks:
─ Intressimäära vahetustehing nominaalsummas 76 522 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 36 667 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. juuni 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. juuni 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 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Swaptehingud | 163 189 | 13 753 | 0 | Tuletisinstrumendid | 1 437 | 0 | 761 |
*võrreldes 31.03.2023 seisuga, kajastatud muus koondkasumiaruandes
Riskimaandamisobjektide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 30. juuni 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 | 13 753 | 13 753 | 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 ja dividendid
Seisuga 30. juuni 2023 oli Enefit Green ASil registreeritud 264 276 232 aktsiat (30. juuni 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.
Dividendid
Maikuus toimunud aktsionäride üldkoosolek kinnitas juhatuse ettepaneku maksta 31. detsembril 2022 lõppenud majandusaasta eest dividende 54 969 tuhat eurot (0,208 eurot aktsia kohta). Dividendiõiguslike aktsionäride nimekiri fikseeriti vastavalt üldkoosoleku otsusele 8. juunil 2023 ning maksti aktsionäridele välja 15. juunil 2023.
Tava ja lahustunud puhaskasum aktsia kohta kaalutud keskmise aktsiate arvuga
| Ühik | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa 2022 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Emaettevõtja omanike osa kasumist |
tuh euro | 1 140 | 16 924 | 31 662 | 51 849 |
| Kaalutud keskmine aktsiate arv |
tuh | 264 276 | 264 276 | 264 276 | 264 276 |
| Tava puhaskasum aktsia kohta |
euro | 0,004 | 0,06 | 0,12 | 0,20 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta |
euro | 0,004 | 0,06 | 0,12 | 0,20 |
| l pa 2022 | l pa 2023 |
|---|---|
| 51 849 | 31 662 |
| 264 276 | 264 276 |
| 0,20 | 0,12 |
| 0,20 | 0,12 |
7. Muud reservid
| tuhandetes eurodes | 30.06.2023 | 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 |
1 412 | 0 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv | 1 412 | 0 |
| Intressimäära vahetustehingud | 441 | 14 529 |
| Kajastatud intressikulu suurendamisena | -1 313 | 97 |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed |
401 | 203 |
| Muud reservid perioodi lõpul | 166 598 | 165 657 |
| sh realiseerimata kursivahede reserv | -361 | -762 |
| sh Intressimäära vahetustehingud | 13 754 | 14 626 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumendide reserv | -11 014 | -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 | 50 000 | 59 | 40 000 | 418 | 90 477 | |
| Võlakohustuse tagasimaksmine | -11 177 | -179 | 0 | 0 | -11 356 | |
| Mitterahaline liikumine | ||||||
| Ümberklassifitseerimine | 13 269 | 0 | -13 269 | 0 | 0 | |
| Laenukulude amortisatsioon | 0 | 0 | -235 | 0 | -235 | |
| Muud liikumised | 33 | 5 | 308 | 55 | 401 | |
| Kokku I pa 2023 toimunud liikumised | 52 125 | -115 | 26 804 | 473 | 79 287 | |
| Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 30.06.2023 |
75 521 | 297 | 278 381 | 4 651 | 358 850 |
9. Müügitulu
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 |
|---|---|---|
| Tegevusvaldkondade lõikes | ||
| Kaupade müük | ||
| Pelletite müük | 2 921 | 1 234 |
| Vanametalli müük | 192 | 349 |
| Muu kaupade müük | 17 | 53 |
| Kokku kaupade müük | 3 130 | 1 636 |
| Teenuste müük | ||
| Soojusenergia müük | 1 647 | 1 567 |
| Elektrienergia müük | 27 549 | 31 762 |
| Jäätmete vastuvõtt ja edasimüük | 3 859 | 3 947 |
| Vara rent ja hooldus | 289 | 2 391 |
| Muude teenuste müük | 82 | 202 |
| Kokku teenuste müük | 33 426 | 39 869 |
| Kokku müügitulu | 36 556 | 41 505 |
"Muu kaupade müügi" alt tõsteti grupivälised rohesertifikaatide müügid "Elektrienergia müügi" reale. I kvartalis summas 81 tuhat eurot ning II kvartalis summas 173 tuhat eurot.
10. Taastuvenergia toetus ja muud äritulud
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
|---|---|---|---|
| Taastuvenergia toetus | 4 355 | 5 614 | 11 623 |
| Sihtfinantseerimine | 112 | 71 | 235 |
| Tuletisinstrumentide tulud | 204 | 0 | 1 110 |
| Muud äritulud | -61 | 88 | 361 |
| Kokku muud äritulud | 4 610 | 5 773 | 13 329 |
11. Kaubad, toore, materjal ja teenused
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa 2022 |
|---|---|---|---|---|
| Hooldus- ja remonditööd |
4 033 | 3 816 | 7 135 | 6 801 |
| Tehnoloogiline kütus | 6 371 | 4 704 | 14 730 | 8 983 |
| Elektrienergia | 8 731 | 4 304 | 20 192 | 8 989 |
| Tuhakäitlusega seotud teenused | 475 | 561 | 1 038 | 1 356 |
| Transporditeenused valmistoodangu müügiks | 303 | 350 | 872 | 811 |
| Materjalid ja varuosad toodangu valmistamiseks | 361 | 2 291 | 772 | 2 989 |
| Ülekandeteenused | 107 | 93 | 222 | 120 |
| Jäätmete käitlemine | 99 | 105 | 179 | 184 |
| Loodusvarade ressursimaks | 2 | 2 | 3 | 4 |
| Muud kaubad, toore, materjal ja teenused | 38 | 66 | 88 | 110 |
| Saastemaks | 63 | 73 | 144 | 152 |
| Kokku kaubad, toore, materjal ja teenused | 20 583 | 16 365 | 45 375 | 30 499 |
12. Äritegevusest laekunud raha
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa |
|---|---|---|---|---|
| Kasum enne tulumaksustamist | 10 400 | 21 516 | 41 742 | 57 290 |
| Korrigeerimised | ||||
| Materiaalse põhivara kulum ja väärtuse langus | 9 598 | 9 618 | 19 304 | 19 238 |
| Immateriaalse põhivara amortisatsioon ja väärtuse langus | 109 | 26 | 218 | |
| Põhivara soetamiseks saadud sihtfinantseerimise amortisatsioon | -112 | -71 | -235 | |
| Intressikulu võlakohustustelt | 61 | 214 | 441 | |
| Kasum äri müügist | 0 | -639 | 0 | |
| Kasum/kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse |
-22 | 76 | -41 | |
| Kasum materiaalse põhivara müügist | 0 | 0 | 0 | |
| Intressi- ja muud finantstulud |
-207 | -3 | -518 | |
| Kursikahjum (kasum) välisvaluutas antud ja võetud laenudelt | 326 | -56 | 341 | |
| Realiseerunud kasum tuletisinstrumentidest | -204 | 0 | -1 109 | |
| Korrigeeritud kasum enne maksustamist | 19 949 | 30 681 | 60 143 | 76 185 |
| Äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | ||||
| Äritegevusega seotud nõuete muutus | 4 147 | 3 052 | 4 486 | |
| Varude muutus | -5 638 | -8 478 | -38 | -6 738 |
| Muu äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | 5 437 | -2 252 | -375 | -4 097 |
| Kokku äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | 3 946 | -7 678 | 4 073 | -7 704 |
| Äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | ||||
| Eraldiste muutus | -1 | -1 | -1 | |
| Võlgnevuse muutus hankijatele | 2 118 | 956 | 3 335 | |
| Muu äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | -12 006 | -1 060 | -9 207 | -2 171 |
| Kokku äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | -9 889 | -105 | -5 873 | |
| Äritegevusest saadud raha | 14 006 | 22 898 | 58 343 | 68 915 |
13. Tehingud ja saldod seotud osapooltega
Enefit Green ASi emaettevõte on Eesti Energia AS. Eesti Energia ASi ainuomanik seisuga 30. juuni 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 märkimisväärses mahus ostu- ja müügitehinguid Eesti ülekandevõrgu operaatori Elering ASiga, mis kuulub täielikult riigile.
| tuhandetes eurodes | II kv 2023 | II kv 2022 | I pa 2023 |
I pa 2022 |
tuhandetes eurodes | 30.06.2023 | 31.12.2022 | ||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| TEHINGUD | SALDOD | ||||||||
| EMAETTEVÕTE | |||||||||
| Teenuste ost | 2 950 | 2 770 | 7 414 | 5 359 | Nõuded | 5 097 | 11 968 | ||
| Kaupade müük | 0 | 0 | 0 | 0 | Kohustused | 21 949 | 26 412 | ||
| Teenuste müük | 16 111 | 4 265 | 39 568 | 6 599 | sh tuletisvaba lepinguline kohustus | 20 685 | 23 207 | ||
| TEISED GRUPI ETTEVÕTTED | |||||||||
| Kaupade ost | 0 | 2 | 0 | 8 | Nõuded | 676 | 31 | ||
| Teenuste ost | 704 | 1 046 | 1 561 | 2 016 | Kohustused | 366 | 731 | ||
| Tulu kaupade müügist | 0 | 0 | 0 | 0 | |||||
| Tulu teenuste müügist | 322 | 2 025 | 742 | 4 001 | |||||
| TEISED SEOTUD OSAPOOLED (SH SIDUSETTEVÕTTED) | |||||||||
| Teenuste ost | 428 | 375 | 884 | 742 | Nõuded | 0 | 21 | ||
| Tulu teenuste müügist | 0 | 2 | 0 | 2 | Kohustused | 406 | 251 | ||
| ELERING AS | |||||||||
| Teenuste ost | 18 472 | 82 | 20 059 | 113 | Nõuded | 1 266 | 2 064 | ||
| Teenuste müük | 4 425 | 5 960 | 11 755 | 14 328 | Kohustused | 53 | 29 |
Seisuga 30. juuni 2023 on Enefit Green AS sõlminud pikaajalisi elektrienergia füüsilise tarne lepinguid seotud osapoole Eesti Energia AS-ga mahus 8 940 GWh, elektrienergia tarnimiseks perioodil juuli 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 68,9 EUR/MWh. PPA-de kasvanud osakaal kogu elektrimüügis on põhjustanud ka emaettevõttele müüdud teenuste kasvu võrreldes võrdlusperioodiga.
- 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. juuni 2023 seisuga oli elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reservi saldo –11 014 tuhat eurot (vt ka lisa 5 ja 7).
| tuhandetes eurodes | 30.06.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| SALDOD | ||
| Nõuded | 5 097 | 11 968 |
| Kohustused | 21 949 | 26 412 |
| sh tuletisvaba lepinguline kohustus | 20 685 | 23 207 |
| Nõuded | 676 | 31 |
| Kohustused | 366 | 731 |
| Nõuded | 0 | 21 |
| Kohustused | 406 | 251 |
| Nõuded | 1 266 | 2 064 |
| Kohustused | 53 | 29 |
Grupi struktuur
seisuga 30. juuni 2023
Otseses omandis tütarettevõtjad
Kaudses omandis tütarettevõtjad
Sidusettevõtjad
