Quarterly Report • May 5, 2023
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
Auditeerimata vahearuanne
Oleme aastaks 2026 Baltimaade suurim taastuvenergia tootja ja Poolas kiiresti kasvav taastuvenergia ettevõte
| 2 | Enefit Greenist |
|---|---|
| 4 | Juhatuse esimehe pöördumine |
| 5 | Strateegia ja arenduste portfell |
| 9 | I kvartali tulemuste kokkuvõte |
| 10 | Tegevuskeskkond |
| 13 | Olulisemad sündmused |
| 14 | Grupi majandustulemused |
| 18 | Tuuleenergia segment |
| 20 | Koostootmise segment |
| 22 | Päikeseenergia segment |
| 23 | Investeeringud |
| 24 | Finantseerimine |
| 25 | Riskijuhtimine |
| 26 | Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuanne |
| 32 | Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad |
| 48 | Grupi struktuur |
Hea lugeja!
Soodsamad elektrihinnad ei tähenda siiski energiakriisi lõppu. Elektrihinnad võivad tuleval talvel taas kõrgeks kerkida, kuna sõltume ebakindlatest ja kallitest fossiilkütuse tarnetest. Pikaajalise lahendusena panustavad Euroopa riigid taastuvenergiale. Tuule-, päikese- ja salvestustehnoloogiate toel kasvab roheenergia kogus ja osatähtsus Läänemere piirkonnas kümnendi lõpuks märkimisväärselt.
Euroopa Liit tõstis 2030. aastaks taastuvenergia osakaalu eesmärki 32%-lt 42,5%-ni. Eesti on seadnud endale veelgi ambitsioonikama eesmärgi ja plaanib katta 2030 oma aastase tarbimise taastuvelektriga. Euroopa Komisjon avaldas ettepaneku elektrituru regulatsiooni muutmiseks, mille kohaselt soodustatakse elektri ostmist pikaks perioodiks sõlmitud elektrilepingute alusel, lubatakse tulevikus maksta toetusi ainult hinnalae ja hinnapõrandaga hinnavahelepingute alusel. Balti riigid tegelesid võrguressursi vabastamiseks liitumisõiguse broneerijatest.
Enefit Greenil on selge teekaart, et neljakordistada lähiaastatel tootmisvarade mahtu koduturgudel. Investeerisime aasta esimeses kvartalis ligi 92 miljonit eurot ja jätkasime arendustöid, et suurendada taastuvelektri tootmist. Meil on praegu ehituses kuus tuuleparki Eestis, Soomes ja Leedus (koguvõimsusega 549 megavatti) ning neli päikeseparki Eestis ja Poolas (koguvõimsusega 50 megavatti).
Meeskonna ja partnerite hea koostöö tulemusel püsime ehitustöödega ajakavas. Unikaalses Purtse hübriidpargis said esimeses kvartalis püsti kõik viis tuulikut ja algas osaline elektritootmine. Planeeritud graafikus kulges ka päikesepargi ehitus. Esimese elektri tootmiseni jõudsime ka Akmene tuulepargis Leedus.
Eesti suurima Sopi-Tootsi tuulepargi rajamiseks sai allkirja koostöölepe Põhja-Pärnumaa vallaga, kes näeb taastuvenergeetikas võimalust kohalikku elu arendada. Toimusid maaparanduse rekonstrueerimise tööd teede ja kraanaplatside rajamiseks. Eeltööd tuulepargi rajamiseks said alguse ka Kelme I tuulepargi alal Leedus.
Järgnevatel aastatel on meretuuleenergia arendamine taastuvenergia tootmise suurendamisel määrava jõuga. Meretuulepargis on elektri tootmine stabiilsem ning vaid poolsada tuulikut suudavad anda poole Eestis praegu tarbitavast elektrist. Omandasime Eesti Energialt Liivi meretuulepargi arendusprojekti ja jätkame arendustöödega, et alustada suures mahus taastuvelektri tootmist enne 2030. aastat. Tegemist on ühe Baltimaade kõige kaugemale jõudnud projektiga, kus on käimas keskkonnamõjude hindamiseks vajalikud uuringud ja tuulepargi tehnilise lahenduse eelanalüüs.
Enefit Greeni esimese kvartali elektritoodanguks kujunes 406 gigavatt-tundi (+10%). Kuigi jaanuari ja veebruari tuuleolud olid mullusest tagasihoidlikumad, andsid toodangule arvestava lisa kolm uut osaliselt tööd alustanud tuuleparki Leedus ja Eestis. Samuti suutsime hoida tuuleparkide töökindlust aastatagusest kõrgemal tasemel.
Grupi äritulud ulatusid esimeses kvartalis ligi 78 miljoni euroni (+16%). EBITDA oli ligi 41 miljonit eurot (-10%) ja puhaskasum ligi 31 miljonit eurot (-13%). EBITDA ja puhaskasumi vähenemine tuleneb eeskätt madalamatest elektri turuhindadest ja pikaajaliste elektrilepingute portfelli tasakaalustamiseks tehtud elektrienergia ostukuludest.
Alanud kvartalis jätkame samme oma aasta tagasi väljaöeldud kasvurajal. Pingutame meeskonnaga, et ehituses olevad projektid edeneksid ajakavas, planeeritud investeerimisotsused saaksid tehtud ja olemasolevad võimsused toodaksid maksimaalselt. Seda kõike selleks, et meil kõigil oleks rohkem rohelist elektrit.
Aavo Kärmas Enefit Greeni juhatuse esimees
Enefit Green - vahearuanne I kvartal 2023 5
Opereeriv võimsus Ehituses projektid
Taastuvelektri tootmisvõimsus kasvab kuni ~1900 megavatini 2026. a. lõpuks
* COD – Commercial Operating Date (aeg, mil park loetakse opereerivaks varaks)
** 2. mail 2023 toimus intsident Akmene tuulepargis, mille tulemusena purunes üks ehituses olnud tuulik (vt. börsiteade). Intsidendi asjaolud, põhjused ning mõju arenduse valmimise ajastusele on selgitamisel
Antud ülevaade kajastab juhtkonna parimat kokkuvõtlikku hinnangut lühiajalise arendusportfelli projektide osas seisuga 30. aprill 2023.
* Erinevad päikese- ja maismaatuuleparkide arendused mille lõplikke investeerimisotsuseid ei ole plaanis teha enne 2024. aastat
Liivi Kuni 1GW võimsusega Liivi meretuulepargi arenduse omandamine
+38 GWh (elektrienergiat uutest ehitusesolevatest tuuleparkidest)
* 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
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.
| Keskmine elektrihind (€/MWh) |
I kv 2023 |
I kv 2022 |
Muutus |
|---|---|---|---|
| Eesti | 99,4 | 133,4 | -25,5% |
| Läti | 100,0 | 139,7 | -28,4% |
| Leedu | 101,7 | 141,4 | -28,1% |
| Poola | 130,9 | 135,4 | -3,3% |
| Soome | 77,6 | 91,7 | -15,4% |
| Norra | 79,0 | 85,9 | -8,0% |
| Taani | 103,1 | 152,6 | -32,4% |
| Rootsi | 68,0 | 65,2 | 4,2% |
Nord Pooli päevasisene elektrihinna volatiilsus on olnud viimastel aastatel väga suur. Tavapäraselt määrab tiputundidel elektrihinna kallim süsinikuintensiivne tootmine ja baastundidel nullilähedase muutuvkuluga taastuvenergia.
Enefit Greeni tegevuspiirkonna elektriturud on ülekandekaablitega tihedalt ühendatud. Seetõttu mõjutavad elektritootmist ja -hindu väga mitmesugused tegurid nii koduturgudel kui kaugemal.
Keskmised elektrihinnad on viimastel kuudel langenud mitmete asjaolude tõttu alates madalamatest maagaasi hindadest, soojematest ja tuulisematest ilmadest, suuremast hüdroenergia toodangust naaberturgudel ning lõpetades kauaoodatud Soome Olkiluoto-3 tuumajaama käivitumisega.
Traditsiooniliselt määravad piirkonna tiputundidel elektrihinna gaasielektrijaamad. Sellest ning madalatest maagaasi hindadest tulenevalt on tiputundide elektrihinnad käesoleva I kvartali jooksul olnud madalamad võrreldes eelmise aasta sama perioodiga. 2023. aasta I kvartali kõrgeim Nord Pool Eesti turupiirkonna päeva keskmine elektrihind oli 23. jaanuaril 173,4 €/MWh (-75,4 €/MWh võrreldes 2022. aasta I kvartaliga) ning madalaim 15. jaanuaril 17,9 €/MWh (-6,3 €/MWh võrreldes 2022. aasta I kvartaliga). 2023. aasta I kvartalis oli Hollandi gaasibörsil TTF kaubeldava maagaasi keskmine hind 50,6 €/MWh (-50,8 €/MWh, -50,1% võrreldes 2022. aasta I kvartaliga). Maagaasi hinnalanguse peamisteks põhjusteks I kvartalis olid võrdlemisi soojad ning tuulised ilmad - suurem tuuleenergia toodang vähendas vajadust kallima gaasist toodetava elektrienergia järele. Lisaks sellele on sel kevadel maagaasi varud Euroopas oluliselt suuremad võrreldes viimaste aastatega.
CO2 heitmekvootide keskmine hind oli 2023. aasta I kvartalis 89,9 €/t kasvades 2022. aasta I kvartaliga võrreldes 8% (+6,7 €/t). Käesoleva aasta I kvartali alguses jätkus heitmekvootide hinnakasv tulenevalt kivisöejaamade laialdasemast kasutusest. 2023. aasta veebruaris ületasid CO2 hinnad esimest korda 100 €/t piiri, mille peamiseks põhjuseks oli heitmekvootide korralise tsükli lõppemine esimese kvartali järgselt. Tulenevalt Euroopa Parlamendi tööstuse, teadusuuringute ja energeetikakomisjoni otsusest rahastada taastuvenergia ja energiatõhususe eesmärkide täitmist CO2 heitmekvootide müügiga varem kui esialgu planeeritud langesid hinnad kvartali lõpuks 92 €/t tasemele.
Ülekandekaablite kaudu jõuab Baltimaadesse Põhjamaade hüdroenergia, mis on teistel viisidel toodetud elektrist odavam. 2023. aasta I kvartalis oli keskmine hüdroressursside tase Põhjamaade hüdroreservuaarides 46,0% reservuaaride maksimumtasemest, s.o. 3,7 protsendipunkti kõrgem kui 2022. aasta I kvartalis.
Käesoleva aasta jooksul hüdroreservidesse kogunenud lume ning pinnavee maht on 63 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.
Esimene ja neljas kvartal on sesoonselt tugevamate tuuleoludega osa aastast. Käesoleva aasta esimeses kvartalis mõõdetud keskmised tuulekiirused olid meie Eesti ja Leedu tuuleparkides mõnevõrra üle keskmise, kuid madalamad mullustest. Eesti tuuleparkides mõõdeti kvartali keskmiseks tuulekiiruseks 6,9 m/s ja Leedu tuuleparkides 7,2 m/s (võrdlusperioodil vastavalt 7,0 ja 7,5). Alltoodud graafikul on näha võrdlus Eesti ja Leedu kvartalikeskmiste tuulekiiruste kohta alates 2021. aasta algusest.
Euroopa Komisjon avaldas 14. märtsil 2023 ettepaneku elektrituru regulatsiooni muutmiseks. Tõenäoliselt võetakse muudatused vastu 2023. a. lõpuks. Ettepanekuga parandatakse kehtivat regulatsiooni, näiteks vähendatakse pikaks perioodiks sõlmitavate elektrimüügilepingute riske. Tugevdatakse elektritarbimise piiramise võimalusi. Tulevikus lubatakse taastuvenergia tootjatele toetust anda vaid hinnalae ja hinnapõrandaga hinnavahelepingute alusel. Võrguettevõtjatele antakse laiem õigus teha ennetavaid investeeringuid, mis aitab ka elektri tootmist kiiremini arendada. Ettepanek ei sisalda kuni 2023. a. juuni lõpuni kehtiva müügitulu piirangu pikendamist ega püsivaks muutmist.
Euroopa Nõukogu ja parlamendi läbirääkijad jõudsid märtsi lõpus poliitilisele kokkuleppele taastuvenergia direktiivi muutmises. Muuhulgas otsustati suurendada taastuvenergia osakaalu ELi üldises energiatarbimises 2030. aastaks 32%-lt 42,5 %-ni.
Kehtestati kohustus toota elektrit liitumislepingus sätestatud maksimaalse võimsusega vähemalt üks kord kahe aasta jooksul. Liitumisvõimsuse eest, mida tootja ei ole 2 aasta jooksul kasutanud, peab maksma kas alakasutustasu 38 000 €/MVA või loobuma liitumisõigusest.
Nende muudatuste järel on Eesti muutunud elektri tootjatele kõige piiravamate elektrivõrgu liitumistingimustega riigiks Enefit Green koduturgudel.
Jõustusid maismaa- ja meretuuleparkide planeerimist ja ehitamist lihtustavad seadusemuudatused.
Jaanuari alguses jõustus üle 50 kW elektritootmise seadme elektrivõrguga liitmise deposiit 21 630 €/MW, mida liituja saab edaspidi kasutada liitumistasu katmiseks. Kui liitumise väljaehitamise kulud jäävad väiksemaks kui oli deposiit, siis ülejäänud summa tagastatakse liitujale. Kõik liitujad, kes 1. aprilliks ei olnud deposiiti tasunud, kaotasid reserveeritud liitumisõiguse. Esialgse informatsiooni alusel tasuti tagatistasu 2/3 liitumistaotluste eest.
Leedus kehtestati uued elektrivõrguga liitumise põhimõtted. Loodi võimalus ehitada elektri tootmise ja salvestamise hübriidlahendusi. Kehtestati elektri tootmise piiramise põhimõtted elektri ületootmise korral, mis kehtestab veel liitumata 1400 MW meretuuleparkidele eeliskohtlemise. Enne uute liitumispõhimõtete kehtestamist liitunud tootjatele tagatakse teine prioriteetsus koos uute tootjatega, kelle liitumistingimustes ei ole tootmise piiramist ette nähtud. Ületootmise korral hakatakse ülejäänud uute elektrijaamade tootmist piirama esimeses järjekorras
Kuna Leedu elektrivõrguga ühendatud päikeseelektrijaamade võimsus ületab 2 GW, siis kehtestas valitsus võimaluse vajaduse tekkides uute elektrijaamade toodangut piirata. Valitsus sätestas võrguettevõtete koostatud hinnangu alusel, arvestades ka ekspordivõimalusi, et 2030. aastani saab Leedus elektrivõrguga ühendada 4,4 GW päikeseelektrijaamu ja 3,6 GW maismaa tuuleelektrijaamu. Kui need piirväärtused on saavutatud, võib piirata nii elektrivõrguga liitumist kui ka elektrijaamade toodangut. Päikeseelektrijaamade 4,4 GW maksimaalsest võimsusest 1,6 GW reserveeritakse prosumeritele ja energiaühistutele.
Kaotati keeld planeerida tuulikuid elamutele lähemale kui 10-kordne tuuliku kõrgus. Uueks piirangutsooniks on 700 meetrit. Seeläbi suureneb oluliselt tuulikute ehitamise võimalus Poolas.
Enefit Green omandas seni Eesti Energiale kuulunud Liivi meretuulepargi projekti ligi 6,2 miljoni euro eest. Tegemist on Baltimaade ühe kõige kaugemale jõudnud projektiga, mille arendustöödega jätkame, et veel enne kümnendi lõppu tootmist alustada.
Liivi lahe meretuulepargi plaanitav võimsus on üks gigavatt ja eeldatav toodang ca 4 teravatt-tundi aastas. Arendusala jääb Kihnu ja Häädemeeste ranniku vahele. Praegu on käimas tuulepargi keskkonnamõjude hindamiseks vajalikud uuringud ja tuulepargi tehnilise lahenduse eelanalüüs.
Enefit Greenil on ehituses kuus tuule- ja neli päikeseparki. Ehituses olevatest tuuleparkidest on osalist tootmist alustanud Šilale II ja Akmene tuulepargid Leedus ning Purtse tuulepark Eestis. Esimeses kvartalis andsid nimetatud tuulepargid võrku 38 GWh elektrienergiat, mis tähendab, et kogu esimese kvartali toodangu kasv tuli uutest seni veel ehituses olevatest tuuleparkidest.
Tänaseks on tootmist alustanud ka Purtse päikesepark.
Arvestades Enefit Greeni kasvavat fookust tuule- ja päikeseenergia arendamisel on juhatus otsustanud kaaluda strateegilisi alternatiive grupile kuuluvate biomassivarade osas. Nimetatud varade hulka kuuluvad Broceni koostootmisjaam, Broceni pelletitehas ja Valka koostootmisjaam Lätis ning Paide koostootmisjaam Eestis.
Enefit Green grupi 2023. aasta I kvartali äritulud kasvasid +16%, kuid ärikulude 72% kasv põhjustas 10% madalama EBITDA. Kvartaalne puhaskasum vähenes 4,4 mln euro ehk 13% võrra 30,5 mln euroni. Järgnevalt on välja toodud peamised majandustulemusi mõjutanud asjaolud.
| Ühik | I kv 2023 | I kv 2022 | Muutus | Muutus,% | |
|---|---|---|---|---|---|
| Elektri toodang | GWh | 406 | 368 | 38 | 10% |
| s.h. uutest tuuleparkidest | GWh | 38 | 0 | 38 | - |
| Elektri müük* | GWh | 495 | 393 | 102 | 26% |
| Soojusenergia toodang | GWh | 176 | 173 | 3 | 2% |
| Pelletite toodang | tuh t | 39 | 38 | 1 | 2% |
| Pelletite müük | tuh t |
62 | 55 | 7 | 13% |
* 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 elektritoodang oli 2023. aasta I kvartalis 406 GWh (+10% võrreldes võrdlusperioodiga).
Äritulud kokku kasvasid summas 10,8 mln eurot, millest müügitulud 10,6 mln eurot ja taastuvenergia toetused ning muud äritulud 0,1 mln eurot. Müügitulude 10,6 mln euro suurusest kasvust 7,5 mln eurot tuli pelletite müügist. Pelleti keskmine müügihind tõusis aastaga 69%. 2022. aasta I kvartalis oli hind 149,3 €/tonni kohta, 2023. aasta I kvartalis 252,7 €/tonni kohta. I kvartalis müüdi pelleteid 62 tuhat tonni, võrdlusperioodil 55 tuhat tonni. 2023 I kvartali müüki mõjutas 2022. aasta IV kvartali müügi nihkumine 2023. aasta I kvartalisse.
Müügitulude kasvust 2,4 mln eurot tulenes elektrimüügist. Elektrimüügi kasvu mõjutas positiivselt enim Leedus toodetud elektri kogus, mis suurenes kvartalite võrdluses 27%. Leedus hakkasid I kvartalis elektrit tootma kaks ehituses olevat tuuleparki Akmene ja Šilale II.
Negatiivset mõju võrreldes mulluse esimese kvartaliga avaldasid madalamad elektri turuhinnad. Grupi koduturgude keskmine elektrihind** oli I kvartalis 100,5 €/MWh (võrdlusperioodil 136,4 €/MWh). Grupi keskmine arvutuslik teenitud elektrihind*** oli aruandeperioodil 101,4 €/MWh (võrdlusperioodil 127,3 €/MWh). Arvutuslik teenitud elektrihind on erinev koduturgude keskmisest turuhinnast, kuna selle arvutus võtab arvesse fikseeritud hinnaga pikaajalisi elektrimüügi lepinguid (PPA-sid), taastuvenergia toetusi ning asjaolu, tuulepargid ei tooda igas tunnis samapalju elektrit.
Grupi keskmine turule müüdud elektri hind oli I kvartalis 2023 82,4 €/MWh, aasta varem 119,9 €/MWh. 2023. aasta I kvartalis müüdi turule 234 GWh elektrit, võrdlusperioodil 264 GWh.
PPA-dega oli I kvartalis meie portfellist kaetud 260 GWh keskmise hinnaga 89,8 €/MWh, aasta varem müüdi elektrit PPA-de ning FiT (Feed-In Tariff) taastuvenergia toetuse põhise tulumudeli kaudu 129 GWh keskmise hinnaga 78,8 €/MWh. PPA-dega kaetud toodangu osakaal ja hinnad järgnevate aastate lõikes on välja toodud riskijuhtimise peatükis.
Realiseeruva tuuleprofiili ja baaskoormuse PPA-de vahel tekkivaid lühiajalisi toodangu puudujääke tuleb ettevõttel katta elektri ostudega päev-ette turul. Sellest, kuidas ostud PPA puudujäägi katteks võivad kujuneda ühe ööpäeva vältel ebaühtlase tuuleenergia toodangu jaotumise korral, annab ülevaate graafik järgmisel leheküljel. Graafikul on lisaks kujutatud ka päev-ette prognoositud toodangu ning tegelikult realiseeruva toodangu mahud, mille vahest tekivad nn. avatud tarne ostud ja müügid.
| miljonites eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 | Muutus, mln € | Muutus, % |
|---|---|---|---|---|
| ÄRITULUD kokku | 77,5 | 66,7 | 10,8 | 16% |
| Müügitulu | 68,8 | 58,1 | 10,6 | 18% |
| Taastuvenergia toetus jm äritulud | 8,7 | 8,6 | 0,1 | 2% |
| ÄRIKULUD kokku (va kulum) | 36,4 | 21,1 | 15,2 | 72% |
| Kaubad, toore ja materjalid | 24,8 | 14,1 | 10,7 | 75% |
| Tööjõukulud | 2,5 | 2,4 | 0,0 | 2% |
| Muud tegevuskulud | 4,1 | 2,5 | 1,6 | 62% |
| Varude jääkide muutus | 5,1 | 2,1 | 3,0 | 145% |
| EBITDA | 41,1 | 45,6 | -4,5 | -10% |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 9,8 | 9,6 | 0,2 | 2% |
| ÄRIKASUM | 31,3 | 35,9 | -4,6 | -13% |
| Netofinantstulud (-kulud) | 0,0 | -0,2 | 0,2 | -117% |
| Tulumaks | 0,8 | 0,8 | 0,0 | -3% |
| PUHASKASUM | 30,5 | 34,9 | -4,4 | -13% |
| ÄRIKULUD kokku (va kulum) | 36,4 | 21,1 | 15,2 | 72% |
| Muutuvkulud (sh bilansienergia ost) | 21,6 | 11,1 | 10,5 | 95% |
| Püsikulud | 9,8 | 8,0 | 1,7 | 22% |
| Varude jääkide muutus | 5,1 | 2,1 | 3,0 | 145% |
** Grupi koduturgude toodanguga kaalutud keskmine börsihind
*** 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
Toodetud, ostetud ja müüdud koguste ja vastavate realiseerunud hindade võrdlusest ning nende tehingute koondina kujunevast arvutuslikust teenitud elektrihinnast viimase 5 kvartali jooksul annavad ülevaate kaks järgnevat graafikut ja tabel.
| Hinnad €/MWh | I kv 2022 | II kv 2022 |
III kv 2022 |
IV kv 2022 | I kv 2023 |
|---|---|---|---|---|---|
| Turule müüdud elektri hind | 119,9 | 127,6 | 285,2 | 179,0 | 82,4 |
| Koduturgude keskmine elektrihind* | 136,4 | 151,3 | 317,7 | 221,5 | 100,5 |
| Arvutuslik teenitud elektrihind** | 127,3 | 127,0 | 205,1 | 163,0 | 101,4 |
| Realiseerunud ostuhind | 128,1 | 175,1 | 337,7 | 271,1 | 116,7 |
| PPA (kuni IV kv 22 k.a. FiT) müügihind | 78,8 | 79,1 | 72,1 | 126,2 | 89,8 |
Soojusenergia toodang jäi sarnasele tasemele võrdlusperioodiga, kuid müüdud soojuse hind tõusis 38%, mis on tingitud biomassi hinnatõusust.
Esimeses kvartalis oli päikeseteenuse tulu 0,7 mln euro võrra madalam kui 2022. aasta esimeses kvartalis, kuna 2022. aasta keskpaigas väljusime "võtmed kätte" päikeseteenuse ärist.
Muid äritulusid mõjutas 2023. aasta I kvartalis enim Eesti tuuleparkide taastuvenergia tasu vähenemine kvartalite aastases võrdluses 1,1 mln euro võrra. Taastuvenergia toetused lõppesid 2022. aasta jooksul Tooma I, Vanaküla ja Virtsu III tuuleparkidel. Muid äritulusid mõjutas positiivselt summas 0,9 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
16
Kaupade, toorme, materjali ja teenuste kulugrupp kasvas 10,7 miljoni euro võrra ehk 75%. Peamine muutus leidis aset elektrienergia kuludes (kasv 6,8 mln eurot), mis tulenes Nord Pooli päevasisese turu portfelli balansseerimiseks ostetud elektrist ja madala tuulega tundidel PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavatest elektrienergia ostudest. Turult ostsime 2023. aasta I kvartalis elektrit 92 GWh keskmise hinnaga 116,7 €/MWh, aasta varem 29 GWh keskmise hinnaga 128 €/MWh. Suurenesid ka tehnoloogilise kütuse kulud (kasv 4,1 mln eurot) biomassi kallinemise tõttu. Pelleti keskmine biomassi kulu tõusis kvartalite võrdluses 108%. 2023. aasta I kvartali biomassi kuluks oli 131,7 €/tonn, 2022. aasta I kvartali perioodil oli kuluks 63,4€/tonn.
Grupi tööjõukulud kasvasid 2% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. Kasv tulenes täiskohaga töötajate arvu suurenemisest 169-lt 186-le kahe kvartali võrdluses. Uued töötajad on lisandunud peamiselt arendusvaldkonnas toetamaks meie kasvuplaani kõigil koduturgudel. Töötajate arvust tulenevat kasvu tasakaalustasid madalamad tulemustasud ja preemiad, kuna 2022.aasta I kvartalis kajastus seal ühekordne suurem kulu summas 0,2 mln eurot.
Muud tegevuskulud kasvasid 62% ehk 1,6 mln euro võrra. Peamine kasv tulenes arendusprojektide uuringu ja konsultatsioonikulude suurenemisest. Mõningane kasv oli veel IT ja üldkindlustuskuludes.
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 39 tuhat tonni (2022 I kvartal: 38 tuhat tonni) ning müüdi 62 tuhat tonni (2022 I kvartal: 55 tuhat tonni). Varude jääkide muutus oli summas 5,1 mln eurot (2,1 mln eurot võrdlusperioodil). Pelleti keskmine müügihind tõusis kvartalite võrdluses 69%. 2022.aasta I kvartalis oli hind 149,3 €/tonni kohta, 2023. aasta I kvartalis 252,7 €/tonni kohta. 2023. aasta I kvartali müüki mõjutas 2022. aasta IV kvartali müügi nihkumine 2023. aasta I kvartalisse. Pelleti hinnatõusu tõttu on laost müük omanud suuremat mõju, sest pelleti omahind on olnud kõrgem.
Põhivara kulum jäi aruande perioodil eelmise aasta võrdlusperioodi tasemele. Kuigi investeeringute maht oli 91,9 miljonit eurot 2023. aasta I kvartalis, ei mõjutanud see kulumit, kuna enamasti on tegemist alles ehitusjärgus tuule- või päikeseparkide arendustega.
Püsikulud koosnevad kuludest, mis ei ole tootmismahtudest otseselt sõltuvad. Püsikulud on suurenenud 1,7 mln euro võrra ehk 22%. Enamus kasvust tuleb arenduste uuringute ja konsultatsioonikulude suurenemisest.
Neto finantskulud vähenesid 0,2 mln euro võrra võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. Intressikulud pangalaenudelt on kvartalite võrdluses 1,6 mln euro võrra tõusnud, kuid enamus laenuintressidest kapitaliseeritakse tuuleparkide ehitusperioodi tõttu. Positiivset mõju netofinantskuludele on kvartalite võrdluses omanud pangakontode ning pangadeposiitide intressitulude lisandumine.
17
Tulumaksu kulud jäid samale tasemele võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga.
Grupi puhaskasum langes 4,4 mln euro võrra, olles aruandeperioodil 30,5 mln eurot. Puhaskasumi langus on tingitud suurenenud elektriostu kuludest.
| Äritulud | EBITDA | Puhaskasum |
|---|---|---|
| 77,5 mln € | 41,1 mln € | 30,5 mln € |
| +16% | -10% | -13% |
Aruandeperioodi põhjal on nii EBITDA kui äritulude vaatest grupi suurim tuulenergia segment (58% ärituludest ja 75% EBITDA-st). Koostootmise segment panustas ärituludesse 41% ja moodustas 31% EBITDA-st. Aruandeperioodi väikseim raporteeritav segment on päikeseenergia, mille äritulud ulatusid 1% kogu grupi ärituludest.
Raporteeritavatest segmentidest kasvas mõnevõrra koostootmise segmendi EBITDA ning langes enim tuule segmendi EBITDA. 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 0,3 mln euro võrra.
Tuuleenergia segment koosneb opereerivatest tuuleparkidest, tuuleparkide arendustest, tuuleparkide arendamisega seotud juhtimiskuludest ja tuuleparkide juhtimiskuludest.
Eesti tuuleparkide toodang kasvas esimeses kvartalis võrreldes eelmise aasta sama perioodiga +2% ja Leedus +27%. Leedus hakkasid osaliselt toodangut andma kaks ehituse lõppfaasis olevat tuuleparki - Akmene ja Šilale II, märtsi lõpus jõudis esimese toodangu anda ka Purtse tuulepark Eestis. Summaarselt ulatus tuulenergia toodang 351 GWh-ni, suurenedes aastaga 13%. Praktiliselt kogu kasv tuli uute tuuleparkide toodangu arvelt.
Eesti tuulepargid, mille toetusalune periood ei ole lõppenud, saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta (ingl. k. Feed-in Premium, FiP). Eesti tuuleparkide segment sisaldab 2022. aasta märtsist alates osaliselt ka fikseeritud hinnaga müüki. Tänu sellele ei ole Eesti tuuleparkide toodang täies ulatuses avatud elektri turuhinna kõikumistele.
ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
75% EBITDA osakaal I kv 2023
Enefit Green - vahearuanne I kvartal 2023 18
Tuule segmendi arvutuslik teenitud elektrihind oli 2023. aasta I kvartalis 99,8 €/MWh (-19% võrreldes 2022. aasta I kvartaliga). Arvutuslikku teenitud elektrihinda mõjutasid nii madalamad Nord Pool turuhinnad, pikaajaliste elektrimüügi lepingute lisandumine kui ka elektriostu kulud. Kokku müüdi 2023. aasta I kvartalis PPA lepingute alusel 260,3 GWh elektrit keskmise hinnaga 89,8 €/MWh.
Tuule segmendi äritulusid mõjutasid nii 13% kõrgem elektri toodang kui ka madalamad arvutuslikud teenitud elektrihinnad, kasvatades segmendi äritulusid 44,8 mln euroni ehk 8,2%.
Tuule segmendi ärikulud (ilma kulumita) kasvasid 7,3 mln euro võrra 14,0 mln euroni. Kulude kasv on 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.
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 I kvartalis 2023 suurenenud 7,5% võrreldes võrdlusperioodiga. Kulude stabiilsus uute hoolduslepingute sõlmimisest on tasakaalustanud indekseerimisest tulenevat hoolduskulude naturaalset kasvu.
*(Ärikulud - bilansienergia ost - kulum) / opereeriv võimsus. Arvutuses on arvesse võetud ainult opereerivad tuulevarad: Enefit Wind OÜ ja Enefit Wind UAB.
Kokkuvõtvalt langes tuule segmendi EBITDA 30,8 mln euroni (I kvartal 2022: 34,7 mln eurot). Langus tulenes elektri turuhinna langusest ja PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavate elektrienergia ostukulude kasvust.
31% EBITDA osakaal I kv 2023
Enefit Green - vahearuanne I kvartal 2023 20
Koostootmise segment koosneb Iru, Paide, Valka ja Broceni koostootmisjaamadest ja pelletitehasest.
I kvartalis 2023. aastal oli elektritoodang 50,3 GWh, mis on samal tasemel võrdluskvartaliga (I kvartalis 2022 50,2 GW. 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, SIA Technological Solutions juhatus kaalub edasisi samme. Kuni kohtuvaidluse lõpplahendini müüb Broceni koostootmisjaam alates novembrist 2021 elektrit Nord Pool Läti turuhinnaga.
Koostootmisjaamade töökindlus oli esimeses kvartalis mullusega sarnaselt kõrgel tasemel - 99,3% (99,5%).
Arvutuslik teenitud segmendi elektrihind on langenud NP Eesti ja Läti turuhinna tõttu 13% ja oli 2023. aasta I kvartalis 136,2 €/MWh.
*(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
24
Soojusenergia toodang kasvas 1,5% 176 GWh-ni. Kvartalite võrdluses suurenes keskmine müüdud soojaenergia MWh-i hind 38%, olles 2023. aasta I kvartalis ligikaudu 24 €/MWh. Iru soojusenergia toodangu piirhind on võrreldavates kvartalites olnud sama ehk 7,98 €/MWh, kuid Paides ja Valkas on hind oluliselt tõusnud tingituna sisseostetava biomassi kallinemisest.
Äritulud suurenesid kvartalite võrdluses 32,0 mln euroni ehk 34%. Enim kasvas pelletite müügitulu (+7,5 miljonit eurot, +92%) tingituna kõrgemast müügihinnast ja suurematest müügikogustest. Pelleti keskmine müügihind tõusis tasemele 252,7 €/t ehk 69% võrra. Esimeses kvartalis müüdi pelleteid 62 tuhat tonni, võrdlusperioodil 55 tuhat tonni. Jäätmete vastuvõtutulud suurenesid kasvanud jäätmete vastuvõtumahu tõttu 0,3 mln euro võrra (4,6 mln euroni), soojusenergia müügitulud suurenesid kõrgemast toodangust ja müügihinnast tingitult 0,9 mln euro võrra (3,3 mln euroni) ja muud tulud tõusid 0,1 mln euro võrra (0,7 mln euroni). Elektrimüügitulud vähenesid 0,8 mln euro võrra (6,0 mln euroni) madalama turuhinna tõttu. Elektri tootmise toetused jäid samale tasemele võrreldes võrdlusperioodiga.
Valmistoodangu varude jääkide muutus 2023. aasta I kvartalis suurendas kulusid (5,1 miljonit eurot) pelletite toodangust suurema müügi tõttu. 2022. aasta I kvartalis oli olukord samasugune ehk pelletite müük ületas toodangut ning varude muutus oli summas 2,1 miljonit eurot. Kvartalite võrdluses suurenesid koostootmise segmendi kulud varude muutusest 3,0 mln euro võrra. Muutuvkulud suurenesid 2023. aasta I kvartalis 4,3 miljoni euro võrra kõrgema biomassi hinna tõttu. Pelleti keskmine biomassi kulu tõusis kvartalite võrdluses 108%. 2023. aasta I kvartali biomassi kuluks oli 131,7 €/tonn, 2022. aasta I kvartali perioodil oli kuluks 63,4€/tonn. Püsikulud suurenesid 0,3 miljoni euro võrra 2,5 miljoni euroni. Peamine kasvuallikas oli palgakulude kasv 0,2 miljoni euro võrra segmendis.
Segmendi EBITDA kasvas 0,6 mln euro võrra ehk 5% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga, olles 2023. aasta I kvartalis 12,9 mln eurot. Kasvu põhjustas peamiselt pelletimüügi EBITDA suurenemine, negatiivset mõju EBITDA-le avaldas nii biomassi kallinemine kui ka elektrihindade langus.
Päikeseenergia segment sisaldab lisaks opereerivatele päikeseelektrijaamadele ka päikeseparkide arendusi ja päikeseteenuseid.
I kvartalis 2023 oli päikeseenergia toodang 3,5 GWh, mis on 1,9 GWh (35%) madalam kui võrdlusperioodil tingituna ilmaoludest nii Eestis kui ka Poolas. Päikeseparkide töökindlus püsis ootuspäraselt kõrgel 99,9% tasemel (võrdlusperioodil 99,8%).
Eesti päikesepargid on osaliselt avatud elektri turuhinna suhtes, Poola päikeseparkidel on iga-aastaselt inflatsiooniga indekseeritav fikseeritud hind, mis 2023. aasta I kvartalis oli 492-526 zlotti/MWh (kolme kuu keskmise Poola zloti kursiga arvestades 104-112 €/MWh). Alates 2023. aasta I kvartalist lisandusid päikese segmenti Purtse PPA tulud. Kuna park ise alustas tootmist aprilli lõpus, siis elekter müüdi teiste opereerivate varade portfellist. Keskmist hinda on 2023. aasta I kvartalis tõstnud rohesertifikaatide müük, mida 2022. aasta I kvartalis ei olnud.
*(Elektrimüügitulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost) / toodang
-1%
EBITDA osakaal I kv 23
päikeseteenusest väljumine möödnud aastal.
0,6 0,5
-0,8 (-61,1%) Äritulud, mln €
Päikeseteenuste äritulud
0,5
0,7
1,3
Äritulud
vähenemine. EBITDA
Päikeseparkide töökindlus (%)
Grupi investeeringud olid 2023. aasta I kvartalis 91,9 mln eurot, mida on 78,2 mln eurot rohkem kui võrdlusperioodil. Kasv tulenes arendusinvesteeringutest, mis ulatusid 91,9 mln euroni. Sellest 59,6 mln eurot oli seotud kolme tuulepargi rajamisega: 32,4 mln eurot investeeriti Sopi-Tootsi tuuleparki, 17,2 mln eurot Kelme tuuleparki, 10,1 mln eurot Purtse tuuleparki. Lisaks omandas Enefit Green 6,2 mln euro eest Liivi lahe meretuulepargi arenduse Eesti Energialt. Päikeseparkide arendustest investeeriti kõige rohkem Purtse päikesepargi teostusetappi 10,9 mln eurot.
Baasinvesteeringuid tehti I kvartalis 0,1 mln euro ulatuses, mida on 0,3 mln euro võrra vähem kui võrdlusperioodil. Baasinvesteeringud olid peamiselt seotud Eesti tuuleparkidega. Tuuleparkide baasinvesteeringud võivad kvartalite lõikes oluliselt erineda, kuna sõltuvad tuulikute tehnilistest probleemidest vastaval perioodil.
Grupi peamised võõrkapitali allikad on investeerimis- ja likviidsuslaenud regiooni kommertspankadelt, Põhjamaade Investeerimispangalt (NIB) ning Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangalt (EBRD).
märtsi 2023 seisuga oli Grupi intressikandvate kohustuste maht korrigeeritud soetusmaksumuses 272,7 mln eurot (279,6 mln eurot 31. detsembril 2022). Sellest moodustasid enamuse pangalaenud summas 267,9 mln eurot, sealhulgas Poola zlottides võetud laen 6,7 mln euro väärtuses.
aasta I kvartalis sõlmis Enefit Green ühe uue 12 aastase tähtajaga laenulepingu Põhjamaade Investeerimispangaga 100 mln euro väärtuses ning 7 aastased laenulepingud SEB-ga 225 mln euro väärtuses. Nimetatud laenud kogusummas 325 mln eurot olid 31. märtsi 2023 seisuga kasutusele võtmata.
Enefit Green on sõlminud kolm korduvkasutatavat likviidsuslaenulepingut kogusummas 50 miljonit eurot tähtaegadega perioodil 2024 – 2026 (kõik limiidid seisuga 31. märts 2023 on kasutusele võtmata).
Investeerimislaenudele kogujäägiga 164,0 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 31. märtsi 2023 seisuga oli 2,75% (31. detsember 2022 2,60%).
Grupi laenulepingud sisaldavad mõningaid eritingimusi, mis seavad grupi konsolideeritud majandusnäitajatele teatud piirmäärad. Seisuga 31. märts 2023 täitis grupp kõiki laenulepingutes sätestatud nõudeid.
Laenukohustuste maksimaalse taseme määramisel arvestab juhtkond finantsvõimenduse suhtarve ning netovõla/EBITDA kordajat.
| miljonites eurodes | 31.12.2022 | 31.03.2023 |
|---|---|---|
| Võlakohustused | 279,6 | 272,7 |
| Miinus raha |
-131,5 | -80,5 |
| Netovõlg | 148,1 | 192,2 |
| Omakapital | 718,7 | 748,5 |
| Investeeritud kapital |
866,8 | 940,8 |
| EBITDA (viimased 12 kuud) |
154,8 | 150,4 |
| Ärikasum (viimased 12 kuud) |
117,1 | 112,4 |
| Puhaskasum (viimased 12 kuud) |
110,2 | 105,8 |
| Finantsvõimendus (1) |
17% | 20% |
| Netovõlg/EBITDA | 0,96 | 1,28 |
| Investeeritud kapitali tootlus (2) |
13,5% | 12,0% |
| Omakapitali tootlus (3) |
15,3% | 14,1% |
(1) Finantsvõimendus = netovõlg / (netovõlg + omakapital)
(2) Investeeritud kapitali tootlus = viimase 12 kuu ärikasum / (netovõlg + omakapital)
(3) Omakapitali tootlus = viimase 12 kuu puhaskasum / omakapital
Enefit Greeni kaks peamist aktiivselt juhitavat turu- ja finantsriski on elektrienergia müügi hinnarisk ja intressimäära risk.
Elektrihinna riski maandatakse kombinatsiooniga
Esimeses kvartalis 2023 uusi PPA lepinguid ei sõlmitud.
Sõlmitud PPA lepingute maht kokku on 10 266 GWh ning keskmine hind 72,0 EUR/MWh.
Peale 2027. aastat toodetavast elektrist on PPA-dega kaetud 3 677 GWh keskmise hinnaga 78,1 EUR/MWh.
Allpool on graafikul esitatud 31.03.2023 seisuga uuendatud info lähiaastate prognoositavate tootmismahtude ja maandatud riskiga tootmismahtude kohta.
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 | 94,1 | 94,2 | 96,1 | 98,1 | 100,1 | 96,6 |
| FiP toetusega kaetud toodangu osakaal** | 31% | 24% | 9% | 3% | 3% | 12% |
| Kogus (GWh) | 524 | 502 | 266 | 99 | 79 | 1 470 |
| FiP kaalutud keskmine toetus, EUR/MWh (lisandub elektri turuhinnale) |
50,2 | 50,2 | 50,3 | 53,7 | 53,7 | 50,6 |
| PPA-dega kaetud toodangu osakaal** | 56% | 64% | 51% | 51% | 51% | 54% |
| Kogus (GWh) | 953 | 1 331 | 1 516 | 1 516 | 1 532 | 6 848 |
| PPA-de kaalutud keskmine hind, EUR/MWh | 86,9 | 67,6 | 64,7 | 64,7 | 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
** eeldatav toodang sisaldab opereerivate ning ehitusesolevate varade prognoositud toodangut
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|---|
| Müügitulu | 9 | 68 785 | 58 141 |
| Taastuvenergia toetus ja muud äritulud | 10 | 8 719 | 8 579 |
| Valmis- ja lõpetamata toodangu varude jääkide muutus |
-5 060 | -2 067 | |
| Kaubad, toore, materjal ja teenused | 11 | -24 792 | -14 134 |
| Tööjõukulud | -2 486 | -2 443 | |
| Põhivara kulum, amortisatsioon ja allahindlus | -9 815 | -9 648 | |
| Muud tegevuskulud | -4 055 | -2 504 | |
| ÄRIKASUM | 31 296 | 35 924 | |
| Finantstulud | 407 | 170 | |
| Finantskulud | -380 | -325 | |
| Neto finantstulud (-kulud) | 27 | -155 | |
| Kasum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse | 19 | 4 | |
| KASUM ENNE TULUMAKSUSTAMIST | 31 342 | 35 773 | |
| Tulumaks | -820 | -849 | |
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 30 522 | 34 924 |
| Kaalutud keskmine aktsiate arv, tuh | 6 | 264 276 | 264 276 |
|---|---|---|---|
| Tava puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,12 | 0,13 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,12 | 0,13 |
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|---|
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 30 522 | 34 924 | |
| Muu koondkasum | |||
| Kirjed mida võib edaspidi ümber klassifitseerida kasumiaruandesse: | |||
| Rahavoo riskimaandamisinstrumentide ümberhindlus (sh. ümberklassifitseerimised kasumiaruandesse) |
5,7 | -689 | 937 |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed | 7 | -35 | -137 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | -724 | 800 | |
| ARUANDEPERIOODI KOONDKASUM KOKKU | 29 798 | 35 724 |
| tuhandetes eurodes | Lisa | 31.03.2023 | 31.12.2022 | tuhandetes eurodes | Lisa | 31.03.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| VARAD | OMAKAPITAL | ||||||
| Põhivara | Emaettevõtja omanikele kuuluv kapital ja reservid | ||||||
| Materiaalne põhivara | 4 | 843 998 | 776 870 | Aktsiakapital | 264 276 | 264 276 | |
| Immateriaalne põhivara | 60 342 | 60 382 | Ülekurss | 6 | 60 351 | 60 351 | |
| Varade kasutusõigus | 4 528 | 4 239 | Kohustuslik reservkapital | 3 259 | 3 259 | ||
| Ettemaksed põhivara eest | 4 | 34 538 | 19 412 | Muud reservid | 5,7 | 165 730 | 166 419 |
| Edasilükkunud tulumaksuvara | 1 344 | 1 321 | Realiseerimata kursivahede reserv | 7 | -797 | -762 | |
| Investeeringud sidusettevõtjatesse | 524 | 506 | Jaotamata kasum | 255 712 | 225 190 | ||
| Tuletisinstrumendid | 5, 7 | 9 206 | 11 277 | Kokku omakapital | 748 531 | 718 733 | |
| Pikaajalised nõuded | 40 | 40 | |||||
| Kokku põhivara | 954 520 | 874 047 | KOHUSTUSED | ||||
| Pikaajalised kohustused | |||||||
| Käibevara | Võlakohustused | 8 | 252 470 | 255 755 | |||
| Varud | 8 628 | 14 227 | Sihtfinantseerimine | 6 991 | 7 115 | ||
| Nõuded ostjate vastu, muud nõuded ja ettemaksed | 46 777 | 41 091 | Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5,7 | 18 086 | 18 086 | |
| Raha ja raha ekvivalendid | 80 509 | 131 456 | Edasilükkunud tulumaksukohustused | 12 297 | 12 326 | ||
| Tuletisinstrumendid | 5 | 3 871 | 3 349 | Muud pikaajalised võlad | 3 000 | 3 000 | |
| Kokku käibevara | 139 785 | 190 123 | Eraldised | 9 | 9 | ||
| Kokku varad | 1 094 305 | 1 064 170 |
Kokku pikaajalised kohustused | 292 853 | 296 291 |
||
| Lühiajalised kohustused | |||||||
| Võlakohustused | 8 | 20 266 | 23 808 | ||||
| Võlad hankijatele ja muud võlad | 29 298 | 20 215 | |||||
| Eraldised | 2 | 2 | |||||
Tuletisvaba lepinguline kohustus 5 3 355 5 121 Kokku lühiajalised kohustused 52 921 49 146 Kokku kohustused 345 774 345 437
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|---|
| Rahavood äritegevusest | |||
| Äritegevusest saadud raha | 12 | 44 337 | 46 035 |
| Makstud intressid ja laenukulud | -2 053 | -502 | |
| Saadud intressid | 311 | 2 | |
| Makstud tulumaks | -574 | -500 | |
| Kokku rahavood äritegevusest | 42 021 | 45 035 | |
| Rahavood investeerimisest | |||
| Tasutud materiaalse ja immateriaalse põhivara soetamisel | 4 | -85 747 | -12 326 |
| Laekunud materiaalse põhivara müügist | 0 | 3 | |
| Kokku rahavood investeerimisest | -85 747 | -12 323 | |
| Rahavood finantseerimisest | |||
| Tagasi makstud pangalaenud | 8 | -7 137 | -4 643 |
| Tagasi makstud liisingkohustused | 8 | -84 | -82 |
| Kokku rahavood finantseerimisest | -7 221 | -4 725 | |
| Neto rahavoog | -50 947 | 27 987 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi algul | 131 456 | 80 454 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi lõpul | 80 509 | 108 441 | |
| Kokku raha ja raha ekvivalentide muutus | -50 947 | 27 987 |
| 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 | 34 924 | 34 924 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum | 0 | 0 | 0 | 937 | -137 | 0 | 800 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku | 0 | 0 | 0 | 937 | -137 | 34 924 | 35 724 |
| Omakapital seisuga 31.03.2022 | 264 276 | 60 351 | 479 | 152 730 | -1 102 | 192 597 | 669 331 |
| 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 | 30 522 | 30 522 |
| Aruandeperioodi muu koondkahjum | 0 | 0 | 0 | -689 | -35 | 0 | -724 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku | 0 | 0 | 0 | -689 | -35 | 30 522 | 29 798 |
| Omakapital seisuga 31.03.2023 | 264 276 | 60 351 | 3 259 | 165 730 | -797 | 255 712 | 748 531 |
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.
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.
Alates 2022. aasta märtsist kasutab grupp intressimäära riski 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.
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":
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.
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|
| MÜÜGITULU | ||
| Tuuleenergia | 37 946 | 34 617 |
| Koostootmine | 30 141 | 22 118 |
| Päikeseenergia | 494 | 1 279 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 68 581 | 58 013 |
| Muud | 205 | 128 |
| Kokku | 68 785 | 58 141 |
| TAASTUVENERGIA TOETUS JA MUUD ÄRITULUD | ||
| Tuuleenergia | 6 889 | 6 838 |
| Koostootmine | 1 810 | 1 691 |
| Päikeseenergia | 16 | 32 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 8 714 | 8 561 |
| Muud | 5 | 18 |
| Kokku | 8 719 | 8 579 |
| EBITDA | ||
| Tuuleenergia | 30 825 | 34 720 |
| Koostootmine | 12 870 | 12 286 |
| Päikeseenergia | -435 | 413 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 43 260 | 47 419 |
| Muud | -2 148 | -1 851 |
| Kokku | 41 112 | 45 568 |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 9 815 | 9 648 |
| Netofinantstulud (-kulud) | 0 | -155 |
| Kasum/-kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtetesse |
0 | 4 |
| Kasum enne maksustamist | 31 296 | 35 768 |
| ÄRIKASUM | ||
| Tuuleenergia | 23 891 | 27 908 |
| Koostootmine | 10 293 | 9 708 |
| Päikeseenergia | -661 | 185 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 33 523 | 37 801 |
| Muud | -2 227 | -1 877 |
| Kokku | 31 296 | 35 924 |
36
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|
| INVESTEERINGUD PÕHIVARASSE | ||
| Tuuleenergia | 77 852 | 11 816 |
| Koostootmine | 93 | 149 |
| Päikeseenergia | 12 182 | 1 161 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 90 127 | 13 126 |
| Muud | 1 810 | 621 |
| Kokku | 91 938 | 13 746 |
| tuhandetes eurodes | 31.03.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|
| PÕHIVARA | ||
| Tuuleenergia | 733 564 | 668 422 |
| Koostootmine | 132 026 | 134 510 |
| Päikeseenergia | 73 184 | 55 035 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 938 775 | 857 968 |
| Muud | 15 746 | 16 079 |
| Kokku | 954 520 | 874 047 |
| 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 | 51 | 76 724 | 15 162 | 91 937 |
| Valuuta ümberarvestuse kursivahed | 0 | 0 | 1 | 21 | 1 | 0 | 23 |
| Ümberklassifitseerimine | 0 | 1 | 2 | 1 951 | -1 918 | -36 | 0 |
| Arvestatud kulum ja allahindlus | 0 | -158 | -317 | -9 231 | 0 | 0 | -9 706 |
| Kokku aruandeperioodil toimunud liikumised | 0 | -157 | -314 | -7 208 | 74 807 | 15 126 | 82 254 |
| Materiaalne põhivara seisuga 31.03.2023 | |||||||
| Soetusmaksumus | 63 953 | 25 574 | 42 221 | 753 544 | 278 444 | 34 538 | 1 198 274 |
| Kogunenud kulum | 0 | -10 543 | -25 331 | -283 846 | -18 | 0 | -319 738 |
| Kokku materiaalne põhivara seisuga 31.03.2023 | 63 953 | 15 031 | 16 890 | 469 698 | 278 426 | 34 538 | 878 536 |
Seisuga 31.märts 2023 oli kontsernil põhivara soetamiseks sõlmitud lepingutest tulenevaid kohustusi 440 428 tuhat eurot (31. detsember 2022: 89 623 tuhat eurot ja 31. märts 2022: 212 890 tuhat eurot).
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 31.03.2023 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 12kuud, 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.
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.
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 31. märts 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 01.01.2023 algas nimetatud EFET lepingute elektri tarneperiood. Sellest tulenevalt vähenes esimeses kvartalis saldo 860 tuhande euro võrra ning oli 31. märts 2023 seisuga –11 566 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.
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 | 905 | 204 | 401 | 813 | 2 323 |
Seisuga 31. märts 2023 oli grupil sõlmitud kolm intressimäära vahetustehingut kolme laenu intressimäära riski maandamiseks (võrreldaval perioodil intressimäära vahetustehingud puudusid):
─ 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 tulevikus 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 37 500 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 31. märts 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 31. märts 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 | 168 334 | 13 077 | 0 | Tuletisinstrumendid | -996 | 0 | 553 |
*võrreldes 31.12.2022 seisuga, kajastatud muus koondkasumiaruandes
Riskimaandamisobjektide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 31. märts 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 | 13 077 | 13 077 | 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.
Seisuga 31. märts 2023 oli Enefit Green ASil registreeritud 264 276 232 aktsiat (31. märts 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.
Grupi juhatus on teinud aktsionäride üldkoosolekule ettepaneku maksta 31. detsembril 2022 lõppenud majandusaasta eest dividende 54 969 tuhat eurot (0,208 eurot aktsia kohta). Dividendid makstakse välja peale aktsionäride üldkoosoleku otsust 2023. aasta teise kvartali jooksul.
| Ühik | I kv 2023 | I kv 2022 | |
|---|---|---|---|
| Emaettevõtja omanike osa kasumist |
tuh euro | 30 522 | 34 924 |
| Kaalutud keskmine aktsiate arv |
tuh | 264 276 | 264 276 |
| Tava puhaskasum aktsia kohta |
euro | 0,12 | 0,13 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta |
euro | 0,12 | 0,13 |
| tuhandetes eurodes | 31.03.2023 | 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 |
860 | 0 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv | 860 | 0 |
| Intressimäära vahetustehingud | -996 | 14 529 |
| Kajastatud intressikulu suurendamisena | -553 | 97 |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed |
-35 | 203 |
| Muud reservid perioodi lõpul | 164 933 | 165 657 |
| sh realiseerimata kursivahede reserv | -797 | -762 |
| sh Intressimäära vahetustehingud | 13 077 | 14 626 |
| sh elektrienergia riskimaandamisinstrumendide reserv | -11 566 | -12 426 |
| sh Emaettevõttega tehtud tuletisinstrumentide tehingu esmasel kajastamisel tekkinud õiglane väärtus |
-10 781 | -10 781 |
| sh muud reservid | 175 000 | 175 000 |
| 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 | 0 | 18 | 0 | 358 | 376 |
| Võlakohustuse tagasimaksmine | -7 137 | -84 | 0 | 0 | -7 221 |
| Mitterahaline liikumine | |||||
| Ümberklassifitseerimine | 3 659 | 0 | -3 659 | 0 | 0 |
| Muud liikumised | 2 | 0 | 14 | 2 | 18 |
| Kokku aruandeperioodil toimunud liikumised | -3 476 | -66 | -3 645 | 360 | -6 827 |
| Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 31.03.2023 |
19 920 | 346 | 247 932 | 4 538 | 272 736 |
Real "ümberklassifitseerimine" on toodud laenude lühiajalise põhiosa muutus tulenevalt laenugraafiku muudatusest.
44
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|
| Tegevusvaldkondade lõikes | ||
| Kaupade müük | ||
| Pelletite müük | 15 676 | 8 174 |
| Vanametalli müük | 263 | 291 |
| Muu kaupade müük | 90 | 45 |
| Kokku kaupade müük | 16 029 | 8 510 |
| Teenuste müük | ||
| Soojusenergia müük | 3 276 | 2 355 |
| Elektrienergia müük | 44 544 | 42 108 |
| Jäätmete vastuvõtt ja edasimüük | 4 593 | 4 291 |
| Vara rent ja hooldus | 248 | 853 |
| Muude teenuste müük | 95 | 24 |
| Kokku teenuste müük | 52 756 | 49 631 |
| Kokku müügitulu | 68 785 | 58 141 |
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|
| Taastuvenergia toetus | 7 268 | 8 282 |
| Sihtfinantseerimine | 123 | 135 |
| Tuletisinstrumentide tulud | 906 | 0 |
| Muud äritulud | 422 | 162 |
| Kokku muud äritulud | 8 719 | 8 579 |
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|
| Hooldus- ja remonditööd |
3 102 | 2 985 |
| Tehnoloogiline kütus | 8 359 | 4 279 |
| Elektrienergia | 11 461 | 4 685 |
| Tuhakäitlusega seotud teenused | 563 | 795 |
| Transporditeenused valmistoodangu müügiks | 569 | 461 |
| Materjalid ja varuosad toodangu valmistamiseks | 411 | 698 |
| Ülekandeteenused | 115 | 27 |
| Jäätmete käitlemine | 80 | 79 |
| Loodusvarade ressursimaks | 1 | 2 |
| Muud kaubad, toore, materjal ja teenused | 50 | 44 |
| Saastemaks | 81 | 79 |
| Kokku kaubad, toore, materjal ja teenused | 24 792 | 14 134 |
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 |
|---|---|---|
| Kasum enne tulumaksustamist | 31 342 | 35 773 |
| Korrigeerimised | ||
| Materiaalse põhivara kulum ja väärtuse langus | 9 706 | 9 620 |
| Immateriaalse põhivara amortisatsioon ja väärtuse langus | 109 | 28 |
| Põhivara soetamiseks saadud sihtfinantseerimise amortisatsioon | -123 | -135 |
| Intressikulu võlakohustustelt | 380 | 319 |
| Kasum/kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse |
-19 | -4 |
| Kasum materiaalse põhivara müügist | 0 | -2 |
| Intressi- ja muud finantstulud |
-311 | -3 |
| Kursikahjum (kasum) välisvaluutas antud ja võetud laenudelt | 15 | -91 |
| Realiseerunud kasum tuletisinstrumentidest | -905 | 0 |
| Korrigeeritud kasum enne maksustamist | 40 194 | 45 505 |
| Äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | ||
| Äritegevusega seotud nõuete muutus | 339 | 79 |
| Varude muutus | 5 600 | 1 740 |
| Muu äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | -5 812 | -2 049 |
| Kokku äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | 127 | -230 |
| Äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | ||
| Eraldiste muutus | 0 | -1 |
| Võlgnevuse muutus hankijatele | 1 217 | 1 658 |
| Muu äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | 2 799 | -897 |
| Kokku äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | 4 016 | 760 |
| Äritegevusest saadud raha | 44 337 | 46 035 |
Enefit Green ASi emaettevõte on Eesti Energia AS. Eesti Energia ASi ainuomanik seisuga 31. märts 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.
Seisuga 31.03.2023 on Enefit Green AS sõlminud pikaajalisi elektrienergia füüsilise tarne lepinguid seotud osapoole Eesti Energia AS-ga mahus 9 111 GWh, elektrienergia tarnimiseks perioodil aprill 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 69,1 EUR/MWh.
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). 31. märtsi 2023 seisuga oli elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reservi saldo -11 566 tuhat eurot (vt ka lisa 5 ja 7).
| tuhandetes eurodes | I kv 2023 | I kv 2022 | tuhandetes eurodes | 31.03.2023 | 31.12.2022 |
|---|---|---|---|---|---|
| TEHINGUD | SALDOD | ||||
| EMAETTEVÕTE | |||||
| Teenuste ost | 4 464 | 2 589 | Nõuded | 9 069 | |
| Kaupade müük | 0 | 0 | Kohustused | 22 545 | |
| Teenuste müük | 23 457 | 2 334 | sh tuletisvaba lepinguline kohustus |
21 441 | |
| TEISED GRUPI ETTEVÕTTED | |||||
| Kaupade ost | 0 | 6 | Nõuded | 236 | |
| Teenuste ost | 857 | 970 | Kohustused | 292 | |
| Tulu kaupade müügist | 0 | 0 | |||
| Tulu teenuste müügist | 420 | 1 976 | |||
| TEISED SEOTUD OSAPOOLED (SH SIDUSETTEVÕTTED) | |||||
| Teenuste ost | 456 | 367 | Nõuded | 0 | |
| Tulu teenuste müügist | 0 | 0 | Kohustused | 433 | |
| ELERING AS | |||||
| Teenuste ost | 1 587 | 31 | Nõuded | 2 366 | |
| Teenuste müük | 7 330 | 8 368 | Kohustused | 34 |
| kohustus | 21 441 | 23 207 | ||
|---|---|---|---|---|
seisuga 31. märts 2023
Otseses omandis tütarettevõtjad
Kaudses omandis tütarettevõtjad
Sidusettevõtjad
Building tools?
Free accounts include 100 API calls/year for testing.
Have a question? We'll get back to you promptly.