AI Terminal
Enefit Green
Quarterly Report • May 2, 2024
2216_ir_2024-05-02_7ab17dc9-7304-4762-9015-f1f016a046be.pdf
Quarterly Report
Open in ViewerOpens in native device viewer
I kvartal 2024
Auditeerimata vahearuanne
Sisukord
| Juhatuse esimehe pöördumine | 3 |
|---|---|
| Tootmisvõimsuse areng 2023 – 2026 |
4 |
| Ehituses arenduste portfell | 5 |
| Lühiajaline arendusportfell | 6 |
| Arendusportfelli tervikvaade | 7 |
| Majandustulemused I kvartal 2024 | 8 |
| Tegevuskeskkond | 9 |
| Regulatiivne keskkond | 11 |
| Olulisemad sündmused | 12 |
| Majandustulemused | 13 |
| Majandustulemused segmentide kaupa | 16 |
| Tuuleenergia | 16 |
| Koostootmine | 19 |
| Päikeseenergia | 21 |
| Investeeringud | 22 |
| Finantseerimine | 23 |
| Riskijuhtimine | 25 |
| Lühendatud konsolideeritud auditeerimata raamatupidamise vahearuanne I kvartal 2024 | 28 |
| Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad | 34 |
| Grupi struktuur | 45 |
Juhatuse esimehe pöördumine
Hea lugeja!
Võrreldes aastatagusega oli 2024. aasta esimese kvartali tulemuste puhul märksõnadeks soojem talv, madalamad elektrihinnad ja nõrgemapoolsed tuuleolud, eriti veebruaris ja märtsis.
Tootsime esimeses kvartalis 494 gigavatt-tundi elektrit (+22%) ja 129 gigavatt-tundi soojuseenergiat (-27%). Suurem elektritoodangu kasv tuli peamiselt valminud ja ehituses olevatest tuule- ja päikeseparkidest (+131 GWh). Võrreldes planeerituga jäi elektritoodang 95 gigavatt-tunni võrra madalamaks. Põhjuseks eeskätt ehituses tuuleparkide oodatust madalam toodang seadistusperioodil (-47 GWh), ennekõike Tolpanvaara tuulepargis ning keskmisest tagasihoidlikumad tuuleolud (-42 GWh)
Opereerivate tuuleparkide töökindlus oli kvartalis oodatud taseme lähedal. Oleme oluliselt parandanud Šilutė (Leedu) tuulepargi töökindlust pärast eelmise aasta teises pooles ilmnenud rikkeid ning hoidnud head töökindlust WinWind tuulikutel Eestis.
Tolpanvaara tuulepargis võtsime aprillis tuulikud tuulikutootjalt vastu ja kehtima hakkas Nordexiga sõlmitud töökindluse garantiiga täishooldusleping. Kõik 13 tuulikut toodavad elektrit ja ees ootavad veel vaid võrgukatsed.
Akmenė tuulepargis Leedus on väljavahetatud möödunud aasta mais kokkuvarisenud tuulik. Tuulepark peaks lõplikult valmima eeloleval suvel pärast vajalikke seadistustöid. Käimas on läbirääkimised nii kindlustusfirma kui ka tuulikutootja General Electricuga, et jõuda kokkuleppele lepingulistest kohustusest ja muudest nõuetest tulenevate hüvitiste osas seoses mulluse intsidendiga.
Soojusenergia toodangu vähenemine aastavõrdluses tuleneb eeskätt biomassi kasutavate koostootmisvarade müügist. Pärast vajalike kooskõlastuste saamist viisime märtsi alguses lõpule Paide ja Valka koostootmisjaamade müügitehingu Utilitasega. Selle tehinguga lõpetasime väljumise biomassipõhisest koostoomisärist eesmärgiga keskenduda tuule- ja päikeseenergia arendamisele Baltikumis ning Poolas ja Iru elektrijaama tõhusale juhtimisele.
Baltikumi võimsaimal Sopi-Tootsi taastuvenergia alal oleme ehitustöödega jõudnud tuulikute ja päikesepaneelide paigaldamise etappi. Kelme I tuulepargis Leedus on püstitatud esimesed 230 meetrised Nordexi tuulikud. Prognooside kohaselt lisavad need pargid valmides regiooni elektriturule üle 1 teravatt-tunni taastuvelektrit. Ehitustegevus on alanud nii Kelme II tuulepargis Leedus kui ka meie esimeste päikeseelektrijaamade rajamiseks Lätis.
Lõppenud kvartalisse jäid samuti tegevused kahe olulise koostööleppe sõlmimiseks, mis said allkirjad aprilli alguses. Koostöö alustamine Poola arendusettevõttega RES Global Investment võimaldab meil laiendada tuuleenergia portfelli. Arendusõiguste omandamine kaheksas varase faasi maismaa tuuleenergia arendusprojektis koguvõimsusega kuni 360 megavatti pakub tugeva arendusportfelli ja võimalused jätkusuutlikuks kasvuks tulevikus.
Vesinikutehnoloogia ettevõttega Elcogen sõlmitud elektri otsemüügilepingu kohaselt rajatakse elektri otseliin Iru elektrijaama ja Elcogeni uue kütuseelementide tootmistehase vahele. Otseliin tagab kümneks aastaks Elcogeni tehasele tavalise võrguühendusega võrreldes soodsama elektrienergia ja suure energiatootmisüksuse läheduses paiknedes ka varustuskindluse.
Kvartali kokkuvõttes ulatusid äritulud 68,9 (-11%), EBITDA 42,4 (+3%) ja puhaskasum 33,4 (+10%) miljoni euroni. Äritulusid ja EBITDA-d mõjutas mitmete tegurite kombinatsioon. Elektritoodang oli aastatagusest küll viiendiku võrra kõrgem, kuid elektrihinnad meie koduturgudel madalamad (keskmiselt -13%). Mullusest madalamad olid ka sõlmitud pikaajaliste elektrimüügilepingute hinnad ning toodangu puudujääk võrreldes prognoosituga tähendas jätkuvaid elektrioste PPAdest tulenevate tarnekohustuste täitmiseks.
Käesoleval aastal keskendume ehituses olevate parkide tähtaegsele valmisehitamisele ja olemasolevate parkide kõrge töökindluse hoidmisele. Samuti jätkame tööd arendusportfelliga, et kasvatada ettevõtte väärtust pikemas perspektiivis.
Aavo Kärmas Enefit Greeni juhatuse esimees
Tootmisvõimsuse areng 2023 – 2026
* Lühiajalise arendusportfelli moodustavad projektid, mis on arendatud lõpliku investeerimisotsuse valmiduseni hiljemalt 2024. aasta lõpuks. Investeerimisotsuse tegelik aeg sõltub PPA nõudlusest, muude tulukindluse instrumentide (riiklikud oksjonid, võimalikud toetused jm) kättesaadavusest, elektrit tootvate seadmete hindadest, ehitushindadest ning finantseerimisvõimekusest ja -tingimustest.
Ehituses arenduste portfell
* Akmene mais 2023 kokkuvarisenud tuuliku asendamine viidi lõpuni märtsis 2024
** COD – Commercial Operation Date – aeg, mil park loetakse opereerivaks varaks.
Lühiajaline arendusportfell
* Projektid on kavas arendada FID/ehitusvalmidusse antud tähtajaks. Investeerimisotsuse tegelik aeg sõltub PPA nõudlusest, muude tulukindluse instrumentide
(riiklikud oksjonid, võimalikud toetused jm) kättesaadavusest, elektrit tootvate seadmete hindadest, ehitushindadest ning finantseerimisvõimekusest ja -tingimustest.
Arendusportfelli tervikvaade
* Erinevad päikese- ja maismaatuuleparkide arendused mille lõplikke investeerimisotsuseid ei ole plaanis teha enne 2025. aastat. Investeerimisotsuse tegelik aeg sõltub PPA nõudlusest, muude tulukindluse instrumentide (riiklikud oksjonid, võimalikud toetused jm) kättesaadavusest, elektrit tootvate seadmete hindadest, ehitushindadest ning finantseerimisvõimekusest ja -tingimustest.
** Tuntud ka kui Hiiumaa meretuulepark
Majandustulemused I kvartal 2024
* Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang
360 MW Koostööleping RES Global Investmentiga varase faasi maismaatuuleparkide arendamiseks
+131 GWh Valminud ja ehituses olevate tuule- ja päikeseparkide toodangu kasv
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 peamiselt pikaajalisi elektrimüügilepinguid (PPA). Erinevate riiklike taastuvenergia toetusskeemide osakaal tuludes on võrreldes varasemate aastatega oluliselt vähenenud. Täpsem ülevaade lähiaastate oodatava elektritoodangu kaetusest PPA-de ja muude riskimaandusmeetmetega on antud tegevusaruande lõpus.
Elektriturg
Enefit Greeni tegevuspiirkonna elektriturud on ülekandekaablitega tihedalt ühendatud. Seetõttu mõjutavad elektritootmist ja -hindu väga mitmesugused tegurid nii koduturgudel kui kaugemal.
Nord Pooli päevasisene elektrihinna volatiilsus on olnud viimastel aastatel väga suur. Tavapäraselt määravad tiputundidel elektrihinna kallimad CO2 intensiivsed tootmised ja muul ajal taastuvenergia.
Elektrihindade langus meie koduturgudel jätkus I kvartalis toetatuna kasvavast tuuleenergia toodangust ning naaberriikide hüdrojaamade tugevast elektritoodangust.
Traditsiooniliselt määravad piirkonna tiputundidel elektrihinna gaasielektrijaamad. Kuigi maagaasi hinnad on langenud võrreldes eelmise aasta esimese kvartaliga, olid ilmastikuoludest tulenevalt tiputundide elektrihinnad käesoleva aasta I kvartali jooksul olnud kõrgemad võrreldes eelmise aasta sama perioodiga. 2024. aasta I kvartali kõrgeim päeva keskmine elektrihind oli 5. jaanuaril 890,5 €/MWh (+717,1 €/MWh võrreldes 2023. aasta I kvartaliga) ning madalaim 29. märtsil 24,8 €/MWh (+6,9 €/MWh võrreldes 2023. aasta I kvartaliga).
I kvartalis oli Hollandi gaasibörsil TTF kaubeldava maagaasi keskmine hind 30,5 €/MWh (-20,1 €/MWh, -39,7% võrreldes eelmise aasta sama perioodiga). Maagaasi hinna languse peamisteks põhjusteks on LNG toodangu mahu ning tarnega seotud probleemide puudumine. Nõudlust on mõjutanud fakt, et käesoleva aasta periood detsembrist veebruarini on läbi ajaloo soojuselt kolmas, mis tähendab, et nõudlus kütte vastu on olnud oluliselt madalam. Samuti on kütteperioodi soojemate temperatuuride tõttu gaasimaardlate varud Euroopas oluliselt
paremal tasemel ning prognooside kohaselt varudega käesoleval aastal probleeme ette ei nähta. Kvartali lõpus olid Euroopa maagaasivarud 60% täituvuse juures (mullu samal ajal ca 55%) ning prognooside kohaselt varud täienevad 89% tasemele maksimaalsest võimalikust tasemest juuli lõpuks.
Ülekandekaablite kaudu jõuab Baltimaadesse Põhjamaade hüdroenergia, mis on teistel viisidel toodetud elektrist odavam. 2024. aasta I kvartalis oli keskmine hüdroressursside tase Põhjamaade hüdroreservuaarides 41,4% reservuaaride maksimumtasemest, s.o. 4,6 protsendipunkti madalam kui 2023. aasta I kvartalis.
Esimese kvartali lõpuks hüdroreservidesse kogunenud lume ning pinnavee maht oli kvartali lõpus 5,7 TWh võrra madalam eelmise aasta mahust, mille tulemusena võib hüdroenergia toodang jääda järgnevates kvartalites väiksemaks võrreldes aastatagusega. Väiksem hüdroenergia toodang võib mõjutada regionaalseid elektrihindasid, kuna vajalikku elektrit on vaja toota suuremas koguses kõrgemate muutuvkuludega tootmisliikidest.
CO2 heitmekvootide keskmine hind oli 2024. aasta I kvartalis 61,7 €/t langedes 2023. aasta I kvartaliga võrreldes 31,4% (-28,2 €/t). CO2 heitmekvootide hind langes märtsis viimase kahe aasta madalaimale tasemele. Peamisteks hinnalanguse põhjusteks on nõrgem makromajanduslik olukord EL liikmesriikides ning Euroopa Komisjoni poolt lisakvootide müümine I kvartalis.
| Keskmine elektrihind (€/MWh) |
I kv 2024 | I kv 2023 | Muutus |
|---|---|---|---|
| Eesti | 90,4 | 99,4 | -9,1% |
| Läti | 87,0 | 100,0 | -13,0% |
| Leedu | 87,1 | 101,7 | -14,4% |
| Poola | 81,7 | 130,9 | -37,6% |
| Soome | 72,8 | 77,6 | -6,1% |
| Norra | 58,1 | 79,0 | -26,5% |
| Taani | 64,9 | 103,1 | -37,0% |
| Rootsi | 53,3 | 68,0 | -21,6% |
Tuuleolud
Esimene ja neljas kvartal on sesoonselt tugevamate tuuleoludega osa aastast. Käesoleva aasta esimeses kvartalis mõõdetud keskmised tuulekiirused olid meie Eesti ja Leedu tuuleparkides vastavalt 6,5 ja 7,2 m/s (võrdlusperioodil vastavalt 6,9 ja 7,1 m/s) ja seega oli tuuleolude mõju piirkonniti erinev võrreldes eelmise aastaga. Alltoodud graafikul on näha võrdlus Eesti ja Leedu kvartalikeskmiste tuulekiiruste kohta alates 2022. aasta algusest.
Seoses Tolpanvaara tuulepargi valmimisega hakkavad Enefit Greeni tulemusi ettepoolevaatavalt mõjutama ka sealsed tuuleolud. Esimeses kvartalis oli Tolpanvaaras mõõdetud tuulekiiruseks 7,4 m/s.
Regulatiivne keskkond
Euroopa Liit
EL elektrituru regulatsiooni muudatuste protsessi ei suudetud 2024. a. I kvartalis lõpuni viia. Turumudeli jõustamise pidev edasilükkamine muudab 2030. a. eesmärkide saavutamise keerulisemaks. Koos elektrituru disaini reformiga võetakse ka vastu uued reeglid vesiniku ja süsinikuvaba gaasituru jaoks.
Euroopa Komisjon esitas 6. veebruaril soovituse võtta 2040. aasta kliimaeesmärgiks EL-ülene kasvuhoonegaaside (KHG) heite vähendamine 90% võrra võrreldes 1990. aastaga. Sõnastati KHG poliitika oluline rõhuasetuse muudatus – seniste energiasäästu ning taastuvenergia tootmise suurendamise kõrval nähakse suuremat rolli CO2 heite tööstuslikul ja looduslikul eemaldamisel. Koos 2040 teatisega esitas Euroopa Komisjon eraldi tööstusliku süsinikumajandamise teatise. CO2 kogumist peetakse vajalikuks biomassist ning vähese CO2 heitega vesinikust elektri tootmisel, rafineerimissektoris, jäätmete põletamisel ja soojusenergia tootmisel. Kavas on luua püsivat CO2 sidumist motiveeriv regulatsioon.
Eesti
Jätkusid kliimaseaduse väljatöötamise diskussioonid ning toimus ideekorje vajalike muudatuste kohta valdkondlikes seadustes.
Avaldati jäätmereformi väljatöötamiskavatsus. Üheks eesmärgiks on vähendada sorteerimata olmejäätmete kasutamist energia tootmises. Reform motiveerib Enefit Greeni kasutama senisest rohkem jäätmekäitluse läbinud sorteerimisjääke. Reform võib muuta jäätmetest toodetava soojuse ja elektrienergia senisest kallimaks. Vajalikud seadusandlikud muudatused võetakse vastu 2024. a. lõpus.
Riigikogu menetleb taastuvenergia direktiivi ülevõtmist, mille käigus tuleb Eestis muuhulgas kehtestada meetmed puidu energiakasutuse vähendamiseks.
Riigikogu menetleb taastuvenergia kasutuselevõtu kiirendamiseks vajalike muudatuste tegemist ehitusseadustikus. Selle käigus on kujunenud oht, et vaatamata Loode-Eesti meretuulepargi juba 18 aastat kestnud arendamisele kaob Enefit Greenil õigus eeldada, et hoonestusloa menetlus algatatakse just Enefit Greeni esitatud taotluse alusel.
Läti
Läti kliima- ja energiakava uus versioon on pälvinud eraettevõtete terava kriitika, sest Euroopa Komisjonile esitatud dokumendis on riigi eesmärkidena kajastatud vaid riigile kuuluvate ettevõtete projektide mahud ning kava on esitatud viisil, et teistele omanikele kuuluvate ettevõtete investeeringud taastuvenergia tootmisesse vaja ei ole.
Avaldati riigikaitseliste piirangute alad tuulest elektri tootmisele. Läti territoorium on jagatud piiranguteta alaks ning piirkondadeks, kus tuuleparkide ehitamine ei ole võimalik enne
Läti avaldas seaduse projekti neljanda Eesti-Läti elektriühenduse (ELWIND) ning sellega seotud meretuulepargi loomiseks. Eelnõus nähakse ette tuulepargi arendamise soodustamiseks vajalikud muudatused üldises seadusandluses (nt. elektrivõrguga liitumise tagamine riigi poolt ning mereala kasutamise õiguse andmine 30 aasta asemel 70 aastaks).
Läti algatas tuumaenergeetika võimaluste raporti avaliku konsultatsiooni. Tuumaenergiat kui CO2-neutraalset tehnoloogiat nähakse võimaliku alternatiivina taastuvenergiast või vesinikust elektri tootmisele. Visioonina nähakse ette Läti riigile kuuluva ettevõtte osalemist Eestisse loodavas tuumajaamas või oma tuumajaama loomist Lätis. Koostööd Eestiga peetakse oluliseks, et kasutatud tuumajäätmed saaks ladestada Ida-Virumaale Eestis. Koostöös Eestiga valmistatakse ette tuumaenergia kasutamise edasine kava, mis avaldatakse 2024. a augusti lõpus.
Veebruaris avalikustas Läti valitsus et riigile kuuluvatest ettevõtetest on kavas börsi kaudu osaliselt erastada mitu olulist riigile kuuluvat energiaettevõtet, sh Latvenergo ning "Latvijas valsts meži" ühisettevõte SIA "Latvijas vēja parki".
Leedu
Jõustusid lindude ja nahkhiirte jälgimise reeglid tuuleparkides.
Poola
Poola uus valitsus on asunud ette valmistama regulatsioonide muudatusi.
Poola esitas Euroopa Komisjonile uuendatud kliima ja energiakava. 2030. aasta taastuvelektri tootmise prognoosi suurendati märgatavalt. 2019. a esitatud 32% asemel prognoosib Poola nüüd 50,1% tarbitavast elektrist toota taastuvatest energiaallikatest.
Soome
Soomes esitati konsultatsiooniks Olkiluoto 1 ja 2 tuumaelektrijaama eluea pikendamise ja võimsuse suurendamise keskkonnamõjude hindamise kava. Kehtiva loa alusel peaks mõlemad tuumajaamad lõpetama tegevuse 2038. a, kuid nüüd taodeldakse tegevuse pikendamist kuni 2048. või 2058. aastani. Samuti soovitakse elektrijaamade võimsust suurendada 2 500 MW-lt 2 750 MW-ni. Olkiluoto 1 ja 2 kasutust on juba korra pikendatud.
Olulisemad sündmused
Sopi-Tootsi tuulepargi ehitustööd jõudsid tuulikute paigaldamise etapini
Baltikumi võimsaimal Sopi-Tootsi taastuvenergia alal on praeguseks valminud kõik tuulepargi maaparandussüsteemid, teed, kraanaplatsid ja betoneeritud on pea kõigi tuulikute vundamendid. Samuti on alanud tuulikuosade transport tuuleparki. Päikesepargi alal on alustatud päikesepaneelide paigaldusega.
Enefit Greeni poolt Põhja-Pärnumaale rajatav Baltikumi võimsaim tuule- ja päikesepark hakkab tootma aastas üle 770 gigavatt-tunni taastuvelektrit. Tuulepark peaks praeguste plaanide kohaselt valmima 2025. aasta alguses ja päikesepark 2025. aasta lõpus.
Kelme I tuulepargis algas tuulikute püstitamine
Alustasime Lääne-Leedus asuvas Kelme I tuulepargis (80 megavatti) esimeste 230-meetriste tuulikute püstitamist. Paigaldame kokku 14 tuulikut, mis hakkavad tootma ligi 270 gigavatttundi taastuvenergiat aastas.
Plaanide kohaselt peaks elektri tootmine algama selle aasta lõpus. Tuulepark peaks saama lõplikult valmis 2025. aasta kolmandas kvartalis.
Paide ja Valka koostootmisjaamade müügitehingu jõustumine
Enefit Green sõlmis ostu-müügilepingu Paide ja Valka koostootmisjaamade müügiks Eesti suurimale kaugkütteettevõttele Utilitas 29. novembril 2023. Tehing viidi lõpule 1. märtsil pärast Eesti ja Läti konkurentsiametite kooskõlastuse saamist.
Tehinguga viis Enefit Green lõpuni biomassipõhise äri müügiprotsessi eesmärgiga teravdada fookust strateegilisele ärisuunale – tuule- ja päikeseenergia arendamisele Baltikumis ja Poolas.
Hetkeolukord Akmene tuulepargis
Akmene tuulepargis asendati märtsis mullu maikuus kokkukukkunud tuulik ning toimub selle testimine ja häälestamine. Hinnanguliselt on kogu 14 tuulikuga tuulepark töökorras ning valmis II kvartali lõpuks.
Enefit Green on alustanud läbirääkimisi Akmene projekti kindlustusandjaga (Compensa) ning tuulikute tarnijaga (General Electric) seoses mullusest intsidendist tulenenud kahjudega. Pooled ei ole veel jõudnud kokkuleppele lepingulistest kohustustest ja muudest esitatud nõuetest tuleneva hüvitise osas.
Aruandlusperioodi järgsed sündmused
Maismaa tuuleenergia projektide omandamis- ja koostöölepingu allkirjastamine Poolas
Enefit Green ja Poola arendusettevõte RES Global Investment allkirjastasid omandamis- ja koostöölepingu. Enefit Green 100% arendusõigustest 8 eraldiseisvas varajase faasi maismaa tuuleenergia arendusprojektis, mille planeeritud koguvõimsus on kuni 360 megavatti. Omandatud arendusportfell pakub Enefit Greenile tugeva tuuleenergia arendusportfelli ja võimalused jätkusuutlikuks kasvuks tulevikuks.
Planeeritavate tuuleparkide ehitus ei alga enne 2028. aastat. Praeguste ootuste kohaselt hakkavad tuulepargid elektrienergiat müüma turule või lõpliku investeerimisotsuse tegemise ajal sõlmitava elektrimüügilepingu alusel. Hinnanguline investeering ulatub kokku umbes 80 miljoni euroni.
Elektri otsemüügilepingu sõlmimine Elcogeniga
Elcogeniga sõlmitud lepingu kohaselt rajatakse elektri otseliin Iru elektrijaama ja Elcogeni uue kütuseelementide tootmistehase vahele. Otseliin tagab Elcogeni tehasele tavalise võrguühendusega võrreldes soodsama elektrienergia ja suure energiatootmisüksuse läheduses paiknedes ka varustuskindluse. Enefit Greenile annab koostöökokkulepe kindla ja pikaajalise suurtarbijaga võimaluse juhtida paremini oma energiatootmise voogusid.
Rajatava elektri otseliini võimsus on 10 megavoltamprit, mis on võrreldav Eesti keskmise asula tarbimisvõimsusega. Liini ehitus algab lähiajal ja on kavandatud lõpule jõudma 2025. aasta jaanuaris. Elektri otsemüügileping on sõlmitud kümneks aastaks.
Juhatuse esimehe vahetumine
Alates 2017. aastast Enefit Greeni juhatuse esimehena töötanud Aavo Kärmas lahkub kokkuleppel nõukoguga ametist alates 1. juulist 2024. Ettevõtte nõukogu on alustanud uue juhatuse esimehe värbamisprotsessi.
Majandustulemused
Enefit Green grupi 2024. aasta I kvartali äritulud langesid 11% ja ärikulud langesid 22% võrreldes eelmise aasta sama ajaga, mille tulemusena EBITDA kasvas 3% võrra 42,4 mln euro tasemele. Kvartali puhaskasum kasvas 10% võrra 33,4 mln euroni. Järgnevalt on välja toodud peamised majandustulemusi mõjutanud asjaolud.
- I kvartali majandustulemuste võrdlust mõjutab oluliselt määral 2023. aasta IV kvartalis realiseerunud Broceni koostootmisjaama ning pelletitehase müük ning 2024. aasta märtsis realiseerunud Paide ja Valka koostootmisjaamade müük. 2023. aasta I kvartali tulemustes kajastub 20,0 mln eurot äritulusid, 17,6 mln eurot ärikulusid ning 3,6 mln eurot EBITDA mõjusid, mis on seotud 2024 I kvartali lõpuks müüdud varadega. 2024. aasta I kvartali tulemustes kajastub Paide ja Valka koostootmisjaamade 8,0 mln eurot äritulusid (sh 5,5 mln eurot märtsi tulemustes müügikasum), 1,3 mln eurot ärikulusid kogumõjuga EBITDA-le 6,7 mln eurot.
Toodang ja müük
| GWh | I kv 2024 | I kv 2023 | Muutus | Muutus % |
|---|---|---|---|---|
| Elektri netotoodang | 494 | 406 | 89 | 22% |
| s.h. uutest tuule- ja päikeseparkidest |
169 | 38 | 131 | 343% |
| Elektri müük* | 627 | 495 | 133 | 27% |
| Soojusenergia toodang | 129 | 176 | -47 | -27% |
Grupi I kvartali elektritoodang kasvas aastaga 89 GWh ehk 22% võrra 494 GWh-ni, uute valminud ja ehituses tuuleparkide toodang kasvas aastaga 131 GWh võrra. Kogu kvartali elektritoodang jäi siiski umbes 95 GWh võrra madalamaks prognoositust. Seda nii ilmast tulenevatel põhjustel (peamiselt prognoositust halvemad tuuleolud) kui ka ehituses tuuleparkide madalate töökindluste tõttu. Täpsemad selgitused on toodud tuuleenergia segmendi ülevaates allpool.
Äritulud
Äritulud kokku langesid 8,6 mln euro võrra, sh. müügitulud langesid 13,5 mln euro ja taastuvenergia toetused ning muud äritulud kasvasid 4,9 mln euro võrra. 2023. aasta I kvartali ärituludest moodustasid 2023. aasta IV kvartalis ning 2024. aasta I kvartalis müüdud varade (edaspidi müüdud varad) äritulud 20,0 mln eurot ning 2024. aasta I kvartalis 8,0 mln eurot. Müüdud varade äritulude mõjuta olid grupi äritulud 2023. aasta I kvartalis 57,5 mln eurot ning 2024. aasta I kvartalis 60,9 mln eurot. Äritulud kasvasid 3,4 mln euro võrra, sh müügitulud kasvasid 4,1 mln euro ning muud äritulud langesid 0,7 mln euro võrra.
Müügitulude 4,1 mln euro suurusest kasvust tulenes 4,9 mln eurot elektri müügist, mille peamiseks mõjuriks oli kõrgem toodang. Grupi koduturgude keskmine elektrihind** oli I
kvartalis 87,0 €/MWh (võrdlusperioodil 100,5 €/MWh). Grupi keskmine arvutuslik teenitud elektrihind*** oli aruandeperioodil 81,4 €/MWh (võrdlusperioodil 101,2 €/MWh). Arvutuslik teenitud elektrihind on erinev koduturgude keskmisest turuhinnast, kuna selle arvutus võtab arvesse fikseeritud hinnaga pikaajalisi elektrimüügi lepinguid (PPA-sid), taastuvenergia toetusi, bilansienergia ostu, elektri ostu Nord Pooli päev-ette ja päevasisesel turul ning asjaolu, tuulepargid ei tooda igas tunnis samapalju elektrit.
Grupi keskmine turule müüdud elektri hind oli 2024. aasta I kvartalis 77,6 €/MWh, aasta varem 82,4 €/MWh. 2024. aasta I kvartalis müüdi turule 292 GWh elektrit, võrdlusperioodil 234 GWh.
PPA-dega oli I kvartalis kaetud 335 GWh elektritoodangut keskmise hinnaga 75,0 €/MWh, aasta varem müüdi elektrit PPA-de kaudu 260 GWh keskmise hinnaga 89,8 €/MWh. Võrreldes võrdlusperioodiga on PPA-de keskmine hind oluliselt langenud, kuna 2024. aasta I kvartalist alates algas 2021. aastal madalama hinnaga sõlmitud Leedu ja Soome PPA-de arveldusperiood. PPA-dega kaetud toodangu osakaal ja hinnad järgnevate perioodide lõikes on välja toodud riskijuhtimise peatükis.
| I kv 2024 | I kv 2023 | Muutus | Muutus % | |
|---|---|---|---|---|
| ÄRITULUD kokku | 68,9 | 77,5 | -8,6 | -11% |
| Müügitulu | 56,2 | 69,7 | -13,5 | -19% |
| Taastuvenergia toetus jm äritulud | 12,7 | 7,8 | 4,9 | 63% |
| ÄRIKULUD kokku (v.a. kulum) | 26,5 | 36,4 | -9,9 | -27% |
| Kaubad, toore ja materjalid (v.a. elektrienergia) |
5,8 | 13,3 | -7,5 | -56% |
| Elektrienergia | 14,8 | 11,5 | 3,4 | 29% |
| Tööjõukulud | 2,2 | 2,5 | -0,3 | -10% |
| Muud tegevuskulud | 3,6 | 4,1 | -0,5 | -11% |
| Varude jääkide muutus | 0,0 | 5,1 | -5,1 | -100% |
| EBITDA | 42,4 | 41,1 | 1,3 | 3% |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 9,3 | 9,8 | -0,5 | -5% |
| ÄRIKASUM | 33,1 | 31,3 | 1,8 | 6% |
| Netofinantstulud (-kulud) | 0,3 | 0,0 | 0,2 | 878% |
| Tulumaks | -0,1 | 0,8 | -0,9 | -113% |
| PUHASKASUM | 33,4 | 30,5 | 2,9 | 10% |
| ÄRIKULUD kokku (v.a. kulum) | 26,5 | 36,4 | -9,9 | -27% |
| Muutuvkulud (sh bilansienergia ost) | 17,0 | 21,6 | -4,5 | -21% |
| Püsikulud | 9,5 | 9,8 | -0,3 | -3% |
| Varude jääkide muutus | 0,0 | 5,1 | -5,1 | -100% |
* Erinevus elektri müügi ja toodangu vahel tekib nii baaskoormuse PPA müükide ja tuuletoodangu profiili kui ka päev-ette prognoositud kuid realiseerumata toodangu vahedest, mis kaetakse Nordpooli ostudega ja/või ebabilansi turul.
** Grupi koduturgude toodanguga kaalutud keskmine börsihind
*** Arvutuslik teenitud elektrihind = (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang
Toodetud, ostetud ja müüdud elektri koguste ja vastavate realiseerunud hindade võrdlusest ning nende tehingute koondina kujunevast arvutuslikust teenitud elektrihinnast viimase viie kvartali jooksul annavad ülevaate allpool toodud graafik ja tabel.
Kvartalikeskmised elektrihinnad
| I kv 2023 |
II kv 2023 |
III kv 2023 |
IV kv 2023 |
I kv 2024 |
|
|---|---|---|---|---|---|
| Turule müüdud elektri müügihind | 82,4 | 63,7 | 82,2 | 64,1 | 77,6 |
| PPA hind |
89,8 | 83,5 | 80,9 | 91,2 | 75,0 |
| Realiseerunud ostuhind | 116,7 | 83,8 | 116,5 | 121,5 | 106,1 |
| Koduturgude keskmine elektrihind | 100,5 | 78,8 | 97,8 | 93,1 | 87,0 |
| Arvutuslik teenitud elektrihind | 101,2 | 88,9 | 84,9 | 80,9 | 81,4 |
- aasta I kvartalis ostsime turult elektrit 138 GWh keskmise hinnaga 106,1 €/MWh, aasta varem 92 GWh keskmise hinnaga 116,7 €/MWh (hinnad ja kogused ei sisalda pelletitootmiseks ostetud elektrit 2023. aasta I kvartalis). Ostetud elektri mahu kasv tuleneb suurenenud PPA kogusest ning kõrgemast osakaalust kogu toodangu suhtes, mille tõttu kasvab baaskoormuse PPA balansseerimiseks vajalike ostude maht. Ostuhind on seoses turuhinna langusega võrreldes 2023. aasta esimese kvartaliga langenud, kuid suurenenud profiili allahindluse tõttu kasvas ostuhinna ja turuhinna vahe. Leedu tuuleprofiili alahindlus kasvas eelmise aastaga võrreldes 3,3 protsendipunkti ning ulatus 2024. aasta esimeses kvartalis 15%-ni, samal ajal süvenes Eesti tuuleprofiili allahindlus 0,4 protsendipunkti võrra tasemele 13,5%. 2024. aastal algas ka Soome toodanguga seotud PPA, mille tõttu ostudesse lisandus Soome elekter. Soome tuuleprofiili allahindlus 2024. aasta esimeses kvartalis oli 28,1%.
Kaubad, toore, materjal ja teenused
Kaupade, toorme, materjali ja teenuste kulugrupp vähenes 7,5 miljoni euro võrra ehk 56%. Peamine muutus toimus tehnoloogiliste kütuste kulugrupis. 2023. aasta I kvartalis oli tehnoloogiliste kütuste all kajastatud 8,3 mln € müüdud varadega seotud kulusid. 2024. aasta I kvartalis on müüdud varadega seotud kütusekulu 0,9 mln €.
Elektrienergia ostukulud
Elektrienergia ostukulud kasvasid 3,4 mln euro võrra võrreldes 2023. aasta I kvartaliga. Peamiselt suurenesid PPA-de teenindamiseks Nord Poolilt ostetud elektri ostukulu (kasv võrreldes võrdlusperioodiga 2,4 mln eurot) ning bilansienergia kulu (kasv võrreldes võrdlusperioodiga 1,4 mln eurot). Elektrienergia ostukulu tuleneb Nord Pooli päevasiseselt turult portfelli balansseerimiseks ostetud elektrist ja madala tuulega tundidel PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavatest elektrienergia ostudest, mida kasvatas ka oodatust väiksem tootmismaht. Turult ostetud elektri kogused ja hinnad on välja toodud äritulude peatükis.
Tööjõukulud
Grupi tööjõukulud langesid 10% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. 2023. aasta I kvartali tööjõukuludes oli kajastatud 0,8 mln eurot müüdud varadega seotud kulusid, 2024. aasta I kvartalis 0,2 mln eurot. Müüdud varade tööjõukulude mõjuta kasvasid grupi tööjõukulud 21% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga. Uued töötajad on lisandunud peamiselt arendusvaldkonnas toetamaks meie kasvuplaani kõigil koduturgudel. 2024. aasta I kvartali lõpus oli arendusvaldkonna töötajate arvuks 39 (võrdlusperioodi lõpus 33).
Muud tegevuskulud
Muud tegevuskulud langesid 11% ehk 0,5 mln euro võrra. Peamine mõju kulude languses on müüdud varade kuludes.
EBITDA ja püsikulud
Suurimat mõju EBITDA langusele avaldas I kvartalis müüdud elektri hinna langus (-8,3 mln eurot). PPA-dest tulenevalt on võrreldes eelmise aastaga oluliselt kasvanud müüdud elektri kogus (mõju +12,3 mln eurot), millega kaasnevalt on suurenenud ka elektriportfelli balansseerimiseks tehtavate elektri ostude maht (mõju -4,7 mln eurot). Nimetatud mõjude koondtulemust EBITDA-le mõjutab nii vastava perioodi elektritoodangu maht kui ka -profiil, elektritoodang on võrreldes võrdlusperioodiga kasvanud 22% võrra.
Müüdud varade EBITDA muutuse mõju EBITDA-le +3,1 mln eurot, millest 5,5 mln eurot Paide ja Valka müügikasum.
Iru koostootmisjaama ilma elektrihinna ja -koguse mõjudeta omas EBITDA-le negatiivset mõju. Arvesse on võetud soojuseenergia, jäätmete vastuvõtu müügitulud ning tehnoloogilise kütuse mõju. EBITDA languse põhjustas peamiselt jäätmete vastuvõtu tulu vähenemine 0,7 mln euro võrra väiksema jäätmete vastuvõtumahu tõttu. Täiendavalt vähendas Iru koostootmisjaama EBITDA-t suurenenud maagaasikulu (+0,3 mln eurot), mida põhjustas veebruaris jaama mitteplaaniline seisak, mille kestel tootsime asendussoojust maagaasist.
Püsikulud koosnevad kuludest, mis ei ole tootmismahtudest otseselt sõltuvad. Püsikulud ilma müüdud varade püsikuludeta on suurenenud 1,0 mln euro võrra. Püsikulude kasv tulenes hoolduskuludest ning infotehnoloogiliste kulude kasvust.
Põhivara kulum ja vara väärtuse langus
Põhivara kulum langes 5% ehk 0,5 mln euro võrra. Müüdud varad langetasid võrdlusbaasiga võrreldes põhivara kulumi 1,1 mln € võrra. 2023. aasta I kvartaliga võrreldes oleme põhivarana arvele võtnud Purtse tuulepargi (2024. aasta I kvartali kulum 0,2 mln €), Purtse päikesepargi (2024. aasta I kvartali kulum 0,1 mln €), Zambrow päikesepargi Poolas (2024. aasta I kvartali kulum 0,1 mln €).
Neto finantstulud
Neto finantstulud kasvasid 0,2 mln euro võrra eelmise aasta sama kvartaliga võrreldes. Intressikulud pangalaenudelt on kvartalite võrdluses 3,0 mln euro võrra tõusnud, kuid 99% laenuintressidest kapitaliseeriti tuuleparkide ehitusperioodi tõttu. Positiivset mõju neto finantstuludele on kvartalite võrdluses omanud intressitulude kasv.
Tulumaks
Tulumaksu kulu vähenes 0,9 mln euro võrra võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga.
Grupi EBITDA muutus mõjurite lõikes, mln €
Majandustulemused segmentide kaupa
Aruandeperioodi põhjal on nii EBITDA kui äritulude vaatest grupi suurim tuulenergia segment (73% ärituludest ja 76% EBITDA-st). Koostootmise segment panustas ärituludesse 25% ja moodustas 32% EBITDA-st. Aruandeperioodi väikseim raporteeritav segment on päikeseenergia, mille äritulud ulatusid 1% kogu grupi ärituludest ja EBITDA 1% kogu grupi EBITDA-st.
Raporteeritavatest segmentidest kasvas enim tuule segmendi EBITDA. Täpsem analüüs raporteeritavate segmentide kaupa on esitatud allpool. 2024. aasta I kvartalis (sh on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) korrigeerisime segmentidesse allokeeritavate tulude ning kulude jaotust. 2024. aasta I kvartali aruandeni sisaldasid päikese ning tuule segmendid tuule- ja päikesevaldkonna töötajatega seotud kulusid, investeerimisotsusteta arendusprojektide eelarenduskulusid ning lisaks sisaldas tuule segment meretuuleparkide arendusi. Alates 2024. aasta I kvartali aruandest on päikese ja tuule segmentides kajastatud opereerivate varade ning investeerimisotsuse saanud arendusprojektide finantsmõjud.
Muu segmendi EBITDA koosneb peamiselt üldjuhtimiskuludest, tuule- ja päikesevaldkondade töötajatega seotud kuludest ning investeerimisotsusteta arendusprojektide kuludest. Lisaks on muus segmendis Keila-Joa hüdroelektrijaam ning Ruhnu taastuvenergia lahendus. Muu segmendi kahjum suurenes 0,6 mln euro võrra.
Äritulud segmentide kaupa, mln €
Grupi EBITDA jagunemine ja muutus, mln €
70 80
Tuuleenergia
Tuuleenergia segment koosneb opereerivatest tuuleparkidest ja investeerimisotsusega tuuleparkide arendustest. Alates 2024. aasta I kvartali aruandest (sh on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) sisalduvad
tuuleparkide arendamisega seotud töötajatega seotud kulud,
ilma investeerimisotsuseta tuuleparkide arendused ning meretuuleparkide arendused tuule segmendi asemel segmendis "Muu".
Töökindlus ja toodangud
I kvartalis 2024 oli tuuleenergia toodang 451,4 GWh, mis on 100,1 GWh kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna uute tuuleparkide tootma hakkamisest. Uute ja ehitusjärgus tuuleparkide panus kvartali tuuleenergia toodangusse ulatus ligi 163,3 GWh-ni (+124,9 GWh võrreldes 2023. aasta I kvartaliga).
Eesti ja Leedu opereerivate tuuleparkide töökindlused olid möödunud aasta sama ajaga võrreldes küll mõnevõrra madalamad vastavalt 95,1% ja 96,0% (96,2% ja 97,6% võrdlusperioodil), kuid vastasid siiski ootustele. Leedu opereerivate tuuleparkide töökindlus on taastatud ootuspärasele kõrgele tasemele pärast suuremaid probleeme eelmise aasta teises pooles. Selle märkimisväärse paranemise on taganud fokusseeritud koostöö General Electricuga viimaks läbi erinevaid parendustöid Šilute tuulepargis. Lisaks vahetati välja ühe tuuliku pealaager Mockiai tuulepargis.
Kuigi ehitusjärgus Leedu ja Soome tuuleparkide – Akmene, Šilale II ja Tolpanvaara – töökindlus on näidanud kuust-kuusse pidevat paranemistrendi, oli see I kvartali kokkuvõttes veel oluliselt madalam meie ootustest ning seetõttu jäi täpsustatud andmetel esimeses kvartalis tootmata üle 47 GWh elektrienergiat.
Aprillis saavutas Tolpanvaara tuulepark siiski juba sedavõrd hea töökindluse, et hakkas kehtima Nordexiga sõlmitud 95% töökindluse garantiiga täishooldusleping.
Oodatust halvemate tuuleolude mõju toodangule oli ca 42 GWh (sellest umbes ¾ opereerivates ning ¼ ehitusjärgus parkides).
Elektrihinnad
Kogu tuuleenergia segmendi arvutuslik teenitud hind sõltub turuhindade ja PPA-de kombinatsioonist. Tuule segmendi arvutuslik teenitud elektrihind koos toetusega oli 2024. aasta I kvartalis 77,9 €/MWh (-19% võrreldes 2023. aasta I kvartaliga). Arvutuslikku teenitud elektrihinda* mõjutasid nii madalamad Nord Pool turuhinnad kui ka PPA-portfelli tasakaalustamiseks tehtud ostud. Lisaks langes 2024. aasta I kvartalis keskmine PPA hind seoses 2021. aastal sõlmitud madalama hinnaga PPA-de tarneperioodi algusega, mis vähendas arvustuslikku teenitud elektrihinda 9,7 €/MWh võrra.
Eesti tuulepargid, mille toetusalune periood ei ole lõppenud, saavad lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta (ingl. k. Feed-in Premium, FiP). Käesoleva aasta neljandas kvartalis lõpeb toetus Aseriaru (24 MW) tuulepargile, kuid samas hakkab toetust saama Purtse (21 MW) tuulepark (alates teisest kvartalist).
*(Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päevette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost ) / toodang
Äritulud
Tuule segmendi äritulusid mõjutas positiivselt suurenenud toodang tänu uutele parkidele, mis kasvatas segmendi äritulusid 50,3 mln euroni ehk 13% võrra.
Ärikulud
Tuule segmendi ärikulud (ilma kulumita) kasvasid 4,5 mln euro võrra 18,2 mln euroni. Kulude kasv on valdavalt seotud madala tuulega tundidel PPA portfelli tasakaalustamiseks tehtavate elektrienergia ostudega. Elektriostu kulud kokku koos bilansienergia ostu ja PPA tasakaalustamiseks tehtavate ostudega kasvasid 4,1 mln euro võrra. Muud ärikulud (ilma elektrienergia ostu, bilansienergia kulude ning kulumi kasvuta) kasvasid kvartalite võrdluses 0,4 mln euro võrra.
Opereerimiskulud MW kohta
Segmenti kuuluvate opereerivate tuuleparkide üksuste (Enefit Wind OÜ ja Enefit Wind UAB) kulude põhjal on tuuleparkide opereerimiskulud (ärikulud ilma kulumi, bilansienergia ostuta ja PPA teenindamise ostukuludeta) installeeritud megavati kohta I kvartalis 2024 suurenenud indekseerimisest tulenevalt 15% võrreldes võrdlusperioodiga. Alates 2023. aasta III kvartalist kuulub opereerivate tuuleparkide juurde ka Purtse tuulepark installeeritud võimsusega 21 MW.
EBITDA
Kokkuvõtvalt kasvas tuule segmendi EBITDA 32,1 mln euroni (võrdluskvartalis 30,8 mln eurot). EBITDA kasv oli tingitud peamiselt suurenenud elektritoodangust, mis tulenes uute ja ehitusjärgus tuuleparkide toodangust.
*(Ärikulud - bilansienergia ost - kulum) / opereeriv võimsus. Arvutuses on arvesse võetud ainult opereerivad tuulevarad: Enefit Wind OÜ, Enefit Wind UAB ja alates III kvartalist 2023 Purtse tuulepark.
Koostootmine
Koostootmise segment koosnes kuni 2023. aasta lõpuni Iru, Paide, Valka ja Brocēni koostootmisjaamadest ning pelletitehasest. 2023. aasta neljandas kvartalis teatasime Paide, Valka ja Brocēni
koostootmisjaamade ning pelletitehase müügist. Brocēni koostootmisjaama ja pelletitehase müügitehing teostati enne 2023. aasta lõppu. Paide ja Valka koostootmisjaama tehing jõustus 1. märtsil 2024.
Elektritoodangud ja -hinnad
I kvartalis 2024. aastal oli segmendi elektritoodang 34,0 GWh, mis on kvartalite võrdluses vähenenud 32% (I kvartalis 2023 50,3 GWh). Langus tuleneb peamiselt müüdud varadest. Alates märtsikuust sisaldavad koostootmise segmendi toodangud üksnes Iru koostootmisjaama, kuna lisaks juba detsembri lõpus müüdud Broceni koostootmisjaamale jõustus märtsi alguses ka Paide ning Valka koostootmisjaamade müük. Iru koostootmisjaama elektritoodang oli madalam võrdlusperioodist 6,4 GWh (-18%) seoses kvartali esimese poole külmade ilmadega, mil keskendusime Tallinna varustamisele soojusenergiaga ning seega vähenes vajalik aurutootlikkus elektrienergia tootmiseks. Samuti leidis aset üks rikkeline seisak.
Iru koostootmisjaam saab lisaks elektri turuhinnale taastuvenergia tasu 53,7 €/MWh kohta taastuvatest allikatest toodetud elektri eest ning mitte-taastuvast kütusest tõhusa koostootmise režiimil toodetud elektri eest 32 €/MWh kohta.
Koostootmisjaamade töökindlus oli I kvartalis 96,3% ehk 3 protsendipunkti võrra madalam kui võrdlusperioodil. Prognoositust madalama töökindluse mõjul jäi tootmata 1,7 GWh elektrienergiat.
Segmendi arvutuslik teenitud elektrihind on langenud NP Eesti ja Läti turuhinna tõttu 7% ja oli 2024. aasta I kvartalis 125,9 €/MWh.
* (Elektrimüügi tulud + taastuvenergia tasu ja tõhusa koostootmise toetus + rohesertifikaatide tulud – elektri ost Nord Pooli päev-ette ja päevasisel turul – bilansienergia ost- määratud tarne ost) / toodang
Soojusenergia toodangud ja hinnad
Soojusenergia toodang vähenes 27% 129 GWh-ni müüdud varade arvelt, Iru soojusenergia toodang langes 3,8 GWh (-3%) võrreldes võrdlusperioodiga (112 GWh) 108 GWh tasemele. Kvartalite võrdluses langes keskmine müüdud soojusenergia MWh-i hind 20%, olles 2024. aasta I kvartalis ligikaudu 19 €/MWh. Iru soojusenergia toodangu piirhind on võrreldavates kvartalites olnud sama ehk 7,98 €/MWh ning Paides ja Valkas langes hind seoses sisse ostetava biomassi hinna langusega. Alates 19. aprillist 2024 saab Iru elektrijaamas senise 7,98 €/MWh eest segaolmejäätmetest toodetava soojuse piirhinnaks 12,36 €/MWh.
Äritulud
Äritulud vähenesid kvartalite võrdluses 17,6 mln euroni ehk 45%. 12 mln eurot äritulude langusest on seotud müüdud varadega. Iru elektri tulud langesid väiksema elektritoodangu ning madalama turuhinna tõttu 1,4 mln euro võrra (3,2 mln euroni), jäätmete vastuvõtutulud vähenesid väiksema jäätmete vastuvõtumahu tõttu 0,7 mln euro võrra (3,9 euroni) ning elektri tootmise toetused vähenesid väiksema toodangu tõttu 0,3 mln euro võrra (1,2 mln euroni). Iru soojusenergia müügitulud ja muud tulud püsisid samal tasemel. Müüdud varade äritulud summas 8,0 mln eurot sisaldavad Paide ja Valka koostootmisjaamade 5,5 mln euro suurust müügikasumit.
Ärikulud
Segmendi ärikulud langesid 4,1 mln euro tasemele (I kvartalis 2023 19,2 mln eurot). Kogu ärikulude vähenemine on seotud müüdud varadega, Iru muutuvkulud ning püsikulud on samal tasemel võrreldes mullusega.
EBITDA
Segmendi EBITDA tõusis 0,6 mln euro võrra ehk +5% võrreldes eelmise aasta sama kvartaliga, olles 2024. aasta I kvartalis 13,5 mln eurot. Iru koostootmisjaama EBITDA langes 2,5 mln euro võrra 6,7 mln eurole. EBITDA languse põhjustas peamiselt elektritoodangute ning turuhindade langus. Müüdud varade EBITDA kasvas võrreldes võrdlusperioodiga 3,1 mln euro võrra. Müüdud varade EBITDA kasvas Paide ja Valka koostootmisjaamade müügikasumi tõttu.
EBITDA, mln €
Iru Müüdud varad
Päikeseenergia
Päikeseenergia segment sisaldab lisaks opereerivatele päikeseelektrijaamadele ka investeerimisotsusega kinnitatud päikeseparkide arendusi ja päikeseteenust. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud
ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus)
sisalduvad investeerimisotsusteta päikeseparkide arenduskulud, päikeseparkide juhtimiskulud ning päikese arendustiimide kulud päikese segmendi asemel segmendis "Muud".
Elektritoodangud ja -hinnad
I kvartalis 2024 oli päikeseenergia toodang 8,5 GWh, mis on 5,0 GWh (143%) kõrgem kui võrdlusperioodil tingituna uute päikeseparkide tootma hakkamisest. 2023. aasta II kvartalis hakkasid elektrit tootma Eestis Purtse päikesepark ja Poolas Zambrowi päikesepark ning neljandas kvartalis lisandus Estonia päikesepark Eestis. Päikeseparkide töökindlus püsis ootuspäraselt kõrgel 99,8% tasemel (võrdlusperioodil 99,9%).
Eesti päikesepargid on osaliselt avatud elektri turuhinna suhtes, enamus Poola päikeseparkidel on iga-aastaselt inflatsiooniga indekseeritav fikseeritud hind, mis 2024. aasta I kvartalis oli 539- 576 zlotti/MWh (kolme kuu keskmise Poola zloti kursiga arvestades 124-133 €/MWh).
Kokku müüdi päikesesegmendis 2024. aasta I kvartalis PPA lepingute alusel 4,8 GWh elektrit. Segmendi arvutuslik teenitud elektrihind oli 78 €/MWh , mis on 25% väiksem, kui 2023. aasta I kvartalis. Hinnalangus tuleneb madalamatest turuhindadest ning PPA-de lisandumisest keskmise hinnaga 81,4 €/MWh.
Äritulud
1%
EBITDA osakaal I kv 2024
Opereerivate päikeseparkide äritulud kasvasid 0,1 mln euro võrra. Segmendi elektritoodangud küll suurenesid tänu uutele päikeseparkidele, kuid madalama arvutusliku teenitud hinna tõttu jäi äritulude kasv tagasihoidlikuks.
EBITDA
Päikese segmendi EBITDA oli 2024. aasta I kvartalis 0,3 mln eurot, mis on 22% kõrgem kui võrdlusperioodil. EBITDA-d on positiivselt mõjutanud kolme uue päikesepargi toodangute ja tulude lisandumine päikese segmenti, kuid langenud on arvutuslik teenitud hind ja mõnevõrra kasvanud segmendi opereerivate parkide muutuvkulud. Muutuvkulude kasv on peamiselt seotud Purtse päikesepargi PPA teenindamiseks tehtavate elektriostudega.
Investeeringud
Investeeringud I kvartalis
Grupi investeeringud olid 2024. aasta I kvartalis 104,8 mln eurot, mida on 12,9 mln eurot rohkem kui võrdlusperioodil. Kasv tulenes arendusinvesteeringutest, mis ulatusid 104,7 mln euroni. Sellest 77,6 mln eurot oli seotud kolme tuulepargi rajamisega: 64,8 mln eurot investeeriti Sopi-Tootsi tuuleparki ning 12,9 mln eurot Kelme tuuleparkidesse. Kelme piirkonna investeeringutest oli 10,4 mln eurot seotud Kelme I tuulepargiga ning 2,5 mln eurot Kelme II tuulepargiga. Päikeseparkide arendustest investeeriti kõige rohkem Sopi päikeseparki 17,6 mln eurot.
Baasinvesteeringuid tehti I kvartalis võrdlusperioodiga samas suurusjärgus ehk 0,1 mln euro ulatuses.
Seisuga 31. märts 2024 oli tuuleenergia segmendi põhivarade (s.h. firmaväärtuse) saldo 1 029,2 mln eurot (sh endiselt ehituses olevate varade osakaal 52%), koostootmise segmendi saldo 93,9 mln eurot (sh ehituses 0%), päikeseenergia segmendi põhivarade saldo 116,1 mln eurot (sh ehituses 48%) ja segmendi "Muu" põhivara saldo 16,9 mln eurot (sh ehituses 62%).
Tuul Koostootmine Päike Muu
Investeeringud tüübi järgi, mln €
Finantseerimine
Grupi peamised võõrkapitali allikad on investeerimis- ja likviidsuslaenud regiooni kommertspankadelt, Põhjamaade Investeerimispangalt (NIB), Euroopa Investeerimispangalt (EIB) ning Euroopa Rekonstruktsiooni- ja Arengupangalt (EBRD).
- märtsi 2024 seisuga oli grupi intressikandvate kohustuste maht korrigeeritud soetusmaksumuses 503,2 mln eurot (482,4 mln eurot 31. detsembril 2023). Sellest moodustasid enamuse pangalaenud summas 493,6 mln eurot, sealhulgas Poola zlottides võetud laen 6,4 mln euro väärtuses.
I kvartali jooksul võttis Enefit Green kasutusse 30 miljonit eurot pangalaene.
Investeerimislaenudele kogujäägiga 151,7 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 2024 seisuga oli 3,79% (31. detsember 2023 3,75%).
- märtsi 2024 seisuga oli sõlmitud kuid kasutusele võtmata investeerimislaenude jääk 285 miljonit eurot.
Likviidsete varade muutus 2024. aasta I kvartalis, mln €
Pangalaenude tagasimaksegraafik, mln €
Laenulepingute eritingimused
Grupi laenulepingud sisaldavad mõningaid eritingimusi, mis seavad grupi konsolideeritud majandusnäitajatele teatud piirmäärad. Seisuga 31. märts 2024 täitis grupp kõiki laenulepingutes sätestatud nõudeid.
Finantseerimise ja tootluse suhtarvud
Laenukohustuste maksimaalse taseme määramisel arvestab juhtkond finantsvõimenduse
| mln € |
31.03.2024 | 31.12.2023 |
|---|---|---|
| Võlakohustused | 505,6 | 486,4 |
| Miinus: raha | -35,0 | -65,7 |
| Netovõlg | 470,6 | 420,7 |
| Omakapital | 752,3 | 717,2 |
| Investeeritud kapital | 1 222,9 | 1 137,9 |
| EBITDA (viimased 12 kuud) | 107,2 | 105,9 |
| Ärikasum (viimased 12 kuud) | 67,1 | 65,3 |
| Puhaskasum (viimased 12 kuud) | 58,7 | 55,8 |
| Finantsvõimendus (1) | 38% | 37% |
| Netovõlg/EBITDA | 4,39 | 3,97 |
| Investeeritud kapitali tootlus (2) | 5,5% | 5,7% |
| Omakapitali tootlus (3) | 7,8% | 7,8% |
| Intressikatte kordaja (4) | 6,5 | 7,9 |
Netovõlg/EBITDA Finantsvõimendus
(1) Finantsvõimendus = netovõlg / (netovõlg + omakapital)
(2) Investeeritud kapitali tootlus = viimase 12 kuu ärikasum / (netovõlg + omakapital)
(3) Omakapitali tootlus = viimase 12 kuu puhaskasum / omakapital
(4) Intresskatte kordaja= viimase 12 kuu EBITDA/ intressikulu
Riskijuhtimine
Enefit Greeni kaks peamist aktiivselt juhitavat turu- ja finantsriski on elektrienergia müügi hinnarisk ja intressimäära risk.
Elektrienergia müügi hinnarisk
Elektrihinna riski maandatakse kombinatsiooniga
- erinevate riiklike taastuvenergia toetustest (FIP, CfD jm toetusskeemid), mida saavad grupi erinevad olemasolevad tootmisvarad ning
- 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.
Lühiajaline vaade: elektrihinna riskide juhtimine 2024. aastal
Võttes arvesse prognoositust 95 GWh võrra madalamat elektritoodangu mahtu I kvartalis ootame oma tootmisvaradelt käesoleva aasta kokkuvõttes 2,12 TWh elektritoodangut, millest opereerivate varade oodatav elektritoodang on 1,21 TWh ning valminud ja ehituses olevate varade toodang 0,91 TWh. I kvartali prognoositust madalam toodang tulenes peamiselt tuuleenergia segmendist ning selle põhjuseid on kirjeldatud segmendi majandustulemuste kommentaaris.
PPA lepingutega on 2024. aasta oodatavast elektritoodangust kaetud 1,31 TWh ehk 62% keskmise hinnaga 67,7 €/MWh. 2024. aasta esimeses kvartalis vaatas Enefit Green oma 2024 aasta PPA portfelli üle eesmärgiga juhtida PPA balansseerimisega seotud ostude riski. Sellest tulenevalt sõlmis Enefit Green PPA lepingu Soome elektri ostuks mahus 16,5 GWh perioodile märts-juuli 2024 ning kaalub täiendava ostu mahus kuni 19,6 GWh perioodile august-detsember 2024. Lisaks vahetasime PPA lepingutega seotud elektri tarnepiirkonna Leedust Eestisse 112,4 GWh ulatuses. Ka tulevikus plaanib Enefit Green aktiivsemat PPA portfelli juhtimist, balansseerides hinnariski maandamist ning baaskoormuse PPA-dega seotud ostude riski juhtimist. Alltoodud graafik näitab Enefit Greeni elektriportfelli oodatavat kujunemist 2024. aasta kvartalite lõikes, kus esimene kvartal kajastab tegelikke tulemusi.
Enefit Greeni elektritoodangu portfell 2024 aastal, 31.03.2024 seisuga
Pikaajalised elektrimüügilepingud
Senise praktika kohaselt on Enefit Green arendusprojekti lõpliku investeerimisotsuse tegemise hetkeks reeglina fikseerinud elektrienergia müügihinna 60%-le vastava arendusprojekti esimese viie aasta prognoositavast toodangust. Samuti on Enefit Green kasutanud PPAsid opereeriva elektritootmisportfelli hinnariski maandamiseks.
- aasta esimeses kvartalis ei ole Enefit Green uusi pikaajalisi PPA lepinguid sõlminud. Seisuga 31. märts 2024 on Enefit Green sõlminud PPA lepinguid perioodile aprill 2024 kuni detsember 2033 9 274 GWh ulatuses keskmise hinnaga 70,8 EUR/MWh. Enamiku sõlmitud PPA lepingute teiseks osapooleks on Eesti Energia AS (8 266 GWh ulatuses). Enefit Greeni eeldatavast elektritoodangust aastatel 2024-2028 on PPA lepingutega kaetud 47,1% keskmise hinnaga 68,2 €/MWh.
Riiklikud toetusmeetmed
Osa Enefit Greeni Eesti elektritoodangust saab jätkuvalt taastuvenergia toetust, mida makstakse lisaks elektrienergia müügihinnale (ingl. k. Feed-in-Premium, FiP). Enefit Greeni eeldatavast elektritoodangust aastatel 2024 – 2028 on FiP toetusmeetmetega kaetud 7% keskmise FiP määraga 51,1 EUR/MWh.
Fikseeritud hinnaga toetusmeetmete osakaal on oluliselt vähenenud. Enefit Greeni eeldatavast elektritoodangust aastatel 2024 – 2028 on vaid 1% kaetud fikseeritud hinnaga toetusmeetmetega (Poola hinnavahelepingud, Contract for Difference, CfD) keskmise hinnaga 116,3 EUR/MWh.
Aastateks 2029 kuni 2033 on Enefit Green sõlmitud PPA lepinguid kokku 2 458 GWh ulatuses keskmise hinnaga 79 EUR/MWh.
* Hinnapõrand – vähempakkumise käigus saadud riigi toetus hinnapõranda näol tasemega 34,9 EUR/MWh (maksimaalselt 20 EUR/MWh) ning pikkusega 12 aastat
** Vastava meetmega kaetud eeldatava toodangu osakaal. Eeldatav toodang sisaldab opereerivate ning ehituses olevate varade prognoositud toodangut
*** Vastava meetmega kaetud toodangu kaalutud keskmine müügihind või toetus.
**** 2025E – 2034E elektrihindade prognoosid on arvutatud keskmisena analüüsifirmade SKM, Volue ja Thema prognoosidest (SKM Market Predictor Long-Term Power Outlook - February 2024, Volue Long Term Price Forecast - March 2024, Thema Power Market Outlook – February 2024 (Poola ja Soome hinnad mai 2023)). Tegemist on nominaalhindadega, mille puhul on eeldatud ühtlast 2% inflatsioonimäära.
| 2024 | 2025 | 2026 | 2027 | 2028 | Periood 2024- 2028 kokku |
|
|---|---|---|---|---|---|---|
| FiT/CfD meede** | 1% | 1% | 1% | 1% | 1% | 1% |
| Kogus (GWh) | 27 | 28 | 28 | 28 | 28 | 141 |
| Hind***, EUR/MWh |
112,1 | 113,9 | 116,2 | 118,5 | 120,9 | 116,3 |
| FiP toetus** | 23% | 9% | 3% | 2% | 2% | 7% |
| Kogus (GWh) | 484 | 266 | 99 | 79 | 75 | 1 004 |
| Hind***, EUR/MWh (lisandub elektri turuhinnale) |
50,1 | 50,3 | 53,7 | 53,7 | 53,7 | 51,1 |
| PPA ** | 62% | 49% | 46% | 47% | 37% | 47.1% |
| Kogus (GWh) | 1 315 | 1 533 | 1 534 | 1 549 | 1 219 | 7 150 |
| Hind***, EUR/MWh |
67,7 | 64,8 | 64,8 | 69,0 | 76,4 | 68,2 |
Koduturgude elektrihindade prognoos
Kõikide koduturgude hinnaprognoose**** on võrredes aastaaruandes avaldatud infoga allapoole korrigeeritud ning suurimad muutused on puudutanud 2025. ja 2026. aasta prognoose. Balti turgude hinnaprognoose on alandatud keskmiselt vastavalt 22 EUR/MWh ning 13 EUR/MWh võrra. Soome ja Poola 2025. aasta hinnaprognoosid on langenud 13 EUR/MWh ja 17 EUR/MWh võrra ning 2026. aasta hinnaprognoosid mõlema riigi puhul 9 EUR/MWh võrra.
Lähiaastate senisest madalamaid hinnaprognoose selgitatakse langenud maagaasi- ja heitmekvootide hindade, oodatust väiksema tarbimise ning kasvava taastuvenergia pakkumisega.
Intressimäära risk
Intressimäära riski juhib grupp intressimäära vahetustehingute (ingl. k. interest rate swap, IRS) abil.
Intressimäära risk on risk, et finantsinstrumentide õiglane väärtus või rahavood kõiguvad tulevikus turu intressimäära muutuste tõttu. Rahavoogude intressimäära risk tekib grupi ujuva intressimääraga võlakohustustest ning seisneb ohus, et finantskulud suurenevad, kui intressimäärad tõusevad.
Intressiriski vähendatakse osaliselt fikseeritud intressimääraga võlakohustuste võtmise kaudu ning osaliselt ujuva intressimääraga laenude võtmise kaudu, mille puhul IRS-ide abil fikseeritakse laenude intressikulud. Intressimäära vahetustehingute info on välja toodud raamatupidamisaruande lisas 5.
Lühendatud konsolideeritud auditeerimata raamatupidamise vahearuanne I kvartal 2024
Lühendatud konsolideeritud kasumiaruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2024 | I kv 2023 |
|---|---|---|---|
| Müügitulu | 9 | 56 192 | 69 691 |
| Taastuvenergia toetus ja muud äritulud | 10 | 12 729 | 7 813 |
| Valmis- ja lõpetamata toodangu varude jääkide muutus |
0 | -5 060 | |
| Kaubad, toore, materjal ja teenused | 11 | -20 674 | -24 792 |
| Tööjõukulud | -2 225 | -2 486 | |
| Põhivara kulum, amortisatsioon ja allahindlus | -9 342 | -9 815 | |
| Muud tegevuskulud | -3 595 | -4 055 | |
| ÄRIKASUM | 33 085 | 31 296 | |
| Finantstulud | 570 | 407 | |
| Finantskulud | -306 | -380 | |
| Neto finantstulud (-kulud) | 264 | 27 | |
| Kasum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse | -10 | 19 | |
| KASUM ENNE TULUMAKSUSTAMIST | 33 339 | 31 342 | |
| Tulumaks | 107 | -820 | |
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 33 446 | 30 522 | |
| Tava ja lahustunud puhaskasum aktsia kohta | |||
| Kaalutud keskmine aktsiate arv, tuh | 6 | 264 276 | 264 276 |
| Tava puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,13 | 0,12 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta, EUR | 6 | 0,13 | 0,12 |
Lühendatud konsolideeritud koondkasumiaruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2024 |
I kv 2023 |
|---|---|---|---|
| ARUANDEPERIOODI KASUM | 33 446 | 30 522 | |
| Muu koondkasum | |||
| Kirjed mida võib edaspidi ümber klassifitseerida kasumiaruandesse: | |||
| Rahavoo riskimaandamisinstrumentide ümberhindlus (s.h. ümberklassifitseerimised kasumiaruandesse) |
5, 7 | 1 115 | -689 |
| Välismaiste tütarettevõtjate ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed | 7 | 54 | -35 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum (-kahjum) |
1 169 | -724 | |
| ARUANDEPERIOODI KOONDKASUM KOKKU | 34 615 | 29 798 |
Lühendatud konsolideeritud finantsseisundi aruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | 31.03.2024 | 31.12.2023 |
|---|---|---|---|
| VARAD | |||
| Põhivara | |||
| Materiaalne põhivara | 4 | 1 123 597 | 1 027 057 |
| Immateriaalne põhivara | 59 857 | 59 891 | |
| Varade kasutusõigus | 8 764 | 9 097 | |
| Ettemaksed põhivara eest | 4 | 54 240 | 55 148 |
| Edasilükkunud tulumaksuvara | 2 095 | 2 013 | |
| Investeerinud sidusettevõtjatesse | 538 | 548 | |
| Tuletisinstrumendid | 5, 7 |
5 169 | 5 054 |
| Pikaajalised nõuded | 1 826 | 0 | |
| Kokku põhivara | 1 256 086 | 1 158 808 | |
| Käibevara | |||
| Varud | 3 402 | 3 180 | |
| Nõuded ostjate vastu, muud nõuded ja ettemaksed | 40 930 |
55 082 | |
| Tuletisinstrumendid | 3 720 | 3 806 | |
| Raha ja raha ekvivalendid | 5 | 34 989 | 65 677 |
| 83 041 | 127 745 | ||
| Müügiootel ettevõtte varad | 0 | 15 370 | |
| Kokku käibevara | 83 041 | 143 115 | |
| Kokku varad | 1 339 127 | 1 301 923 |
| tuhandetes eurodes | Lisa | 31.03.2024 | 31.12.2023 |
|---|---|---|---|
| OMAKAPITAL | |||
| Emaettevõtja aktsionäridele kuuluv kapital ja reservid | |||
| Aktsiakapital | 264 276 | 264 276 | |
| Ülekurss | 6 | 60 351 | 60 351 |
| Kohustuslik reservkapital | 5 556 | 5 556 | |
| Muud reservid | 5, 7 |
164 566 | 163 451 |
| Realiseerimata kursivahed | 7 | -108 | -162 |
| Jaotamata kasum | 257 163 | 223 718 | |
| Kokku omakapital | 751 804 | 717 190 | |
| KOHUSTUSED | |||
| Pikaajalised kohustused | |||
| Võlakohustused | 8 | 437 916 | 454 272 |
| Sihtfinantseerimine | 3 054 | 3 102 | |
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5, 7 |
12 471 | 12 497 |
| Edasilükkunud tulumaksukohustused | 12 412 | 12 412 | |
| Muud pikaajalised võlad | 5 239 | 5 239 | |
| Eraldised | 8 | 8 | |
| Kokku pikaajalised kohustused | 471 100 | 487 530 | |
| Lühiajalised kohustused | |||
| Võlakohustused | 8 | 67 685 |
32 126 |
| Võlad hankijatele ja muud võlad | 44 870 | 54 445 | |
| Eraldised | 6 | 6 | |
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | 5 | 3 662 | 5 674 |
| 116 223 | 92 251 | ||
| Müügiks hoitavate varadega otseselt seotud kohustused |
0 | 4 952 | |
| Kokku lühiajalised kohustused | 116 223 | 97 203 | |
| Kokku kohustused | 587 323 | 584 733 | |
| Kokku omakapital ja kohustused | 1 339 127 | 1 301 923 |
Lühendatud konsolideeritud rahavoogude aruanne
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2024 | I kv 2023 |
|---|---|---|---|
| Rahavood äritegevusest | |||
| Äritegevusest saadud raha | 12 | 35 163 | 44 337 |
| Makstud intressid ja laenukulud | -8 497 | -2 053 | |
| Laekunud intressid | 458 | 311 | |
| Makstud tulumaks | 0 | -574 | |
| Kokku rahavood äritegevusest | 27 124 | 42 021 | |
| Rahavood investeerimisest | |||
| Tasutud materiaalse ja immateriaalse põhivara soetamisel |
4 | -97 282 | -85 747 |
| Laekunud äri müügist (miinus loovutatud raha ja raha ekvivalendid) |
16 879 | 0 | |
| Neto rahavood investeerimisest | -80 403 | -85 747 | |
| Rahavood finantseerimisest | |||
| Saadud pangalaenud | 8 | 30 000 |
0 |
| Tagasi makstud pangalaenud | 8 | -9 012 | -7 137 |
| Tagasi makstud liisingkohustuste põhiosamaksed | 8 | -58 | -84 |
| Laekumised intressimäära vahetuslepingute realiseerimisest |
1 661 | 0 | |
| Neto rahavood finantseerimisest | 22 591 | -7 221 | |
| Neto rahavoog | -30 688 | -50 947 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi algul | 65 677 | 131 456 | |
| Raha ja raha ekvivalendid aruandeperioodi lõpul | 34 989 | 80 509 | |
| Kokku raha ja raha ekvivalentide muutus | -30 688 | -50 947 |
Lühendatud konsolideeritud omakapitali muutuste vahearuanne
| tuhandetes eurodes | Aktsiakapital | Ülekurss | Kohustuslik reservkapital |
Muud reservid | Realiseerimata kursivahed |
Jaotamata kasum |
Kokku omakapital |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Omakapital seisuga 31.12.2022 | 264 276 | 60 351 | 3 259 | 166 419 | -762 | 225 190 | 718 733 |
| Aruandeperioodi kasum | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 30 522 | 30 522 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum/(-kahjum) |
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 |
| Omakapital seisuga 31.12.2023 | 264 276 | 60 351 | 5 556 | 163 451 | -162 | 223 718 | 717 190 |
| Aruandeperioodi kasum | 0 | 0 | 0 | 0 | 0 | 33 446 | 33 446 |
| Aruandeperioodi muu koondkasum/(-kahjum) |
0 | 0 | 0 | 1 115 | 54 | 0 | 1 169 |
| Aruandeperioodi koondkasum kokku |
0 | 0 | 0 | 1 115 | 54 | 33 446 | 34 615 |
| Omakapital seisuga 31.03.2024 | 264 276 | 60 351 | 5 556 | 164 566 | -108 | 257 163 | 751 804 |
Lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande lisad
1. Oluliste arvestuspõhimõtete kokkuvõte
Käesolev lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuanne on koostatud kooskõlas rahvusvahelise raamatupidamisstandardiga IAS 34 "Vahefinantsaruandlus" ja ei sisalda kõiki lisasid, mida tavapäraselt sisaldab raamatupidamise aastaaruanne, mistõttu tuleks seda lugeda koos grupi 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta raamatupidamise aastaaruandega, mis on koostatud kooskõlas rahvusvaheliste finantsaruandluse standarditega (IFRS), nagu Euroopa Liit on need vastu võtnud.
Raamatupidamise vahearuande koostamisel on kasutatud samu arvestuspõhimõtteid nagu kasutati 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta raamatupidamise aastaaruande koostamisel.
Raamatupidamise vahearuande koostamisel peab juhtkond tegema otsuseid ning kasutama hinnanguid ja eeldusi, mis mõjutavad arvestuspõhimõtete rakendamist ja aruandes kajastatud varade ja kohustuste ning tulude ja kulude summasid. Tegelikud tulemused võivad hinnangutest erinevaks kujuneda. Arvestuspõhimõtete rakendamisel tehtud olulised juhtkonna otsused ja peamised hinnangute ebakindluse allikad kattuvad olulisel määral nendega, mida on kirjeldatud 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta kohta koostatud konsolideeritud raamatupidamise aastaaruandes.
Käesolev vahearuanne ei ole auditeeritud ega muul moel kontrollitud audiitorite poolt.
2. Finantsriskide juhtimine
Grupi tegevusega kaasnevad mitmed finantsriskid: tururisk (mis hõlmab valuutariski, õiglase väärtuse ja rahavoogude intressimäära riski ning hinnariski), krediidirisk ja likviidsusrisk. Lühendatud raamatupidamise vahearuanne ei sisalda kogu informatsiooni grupi finantsriskide juhtimise kohta, mis tuleb avalikustada raamatupidamise aastaaruandes. Seetõttu tuleks käesolevat vahearuannet lugeda koos grupi 31. detsembril 2023 lõppenud majandusaasta kohta koostatud raamatupidamise aastaaruandega.
Grupp kasutab intressimäära riskide juhtimiseks intressimäära vahetustehinguid. Intressimäära risk on risk, et finantsinstrumentide õiglane väärtus või rahavood kõiguvad tulevikus turu intressimäära muutuste tõttu. Rahavoogude intressimäära risk tekib grupi ujuva intressimääraga võlakohustustest ning seisneb ohus, et finantskulud suurenevad, kui intressimäärad tõusevad. Intressiriski vähendatakse osaliselt fikseeritud intressimääraga võlakohustuste võtmise kaudu ja osaliselt ujuva intressimääraga laenude võtmise kaudu, mille puhul intressimäärade vahetustehingute abil fikseeritakse laenude intressikulud. Intressimäära vahetustehingud on välja toodud lisas 5.
Grupp käsitab kapitalina omakapitali ja võõrkapitali (laenukohustusi). Kapitalistruktuuri säilitamiseks või muutmiseks võib grupp muuta dividendi määra, maksta tagasi sissemakstud kapitali, emiteerida uusi aktsiaid, müüa varasid eesmärgiga vähendada finantskohustusi ja kaasata võõrkapitali (võtta laene). Juhtkond hindab laenu võtmisel grupi võimet teenindada laenude põhiosa- ja intressimakseid äritegevuse rahavoost ning alustab vajadusel aegsalt läbirääkimisi olemasolevate laenude refinantseerimiseks enne laenulepingute tähtaegumist. Täpsemalt finantseerimise suhtarvude ja võlakohustuste kohta leiab infot Tegevusaruande Finantseerimise peatükist.
3. Segmendiaruandlus
Grupis on eristatud kolm peamist tegevusvaldkonda, mida esitatakse eraldi avalikustatavate segmentidena, ja väiksemad tegevusvaldkonnad, mis on esitatud koos kui "muud". Juhatus kasutab grupi majandustulemuste hindamiseks ja juhtimisotsuste tegemiseks segmendiaruandlust, kus Enefit Green AS-i segmendid on määratletud vastavalt äriüksuste peamistele tegevusvaldkondadele. Kõik grupi opereeritavad tootmisüksused on jaotatud tegevussegmentidele vastavalt nende energiatootmise viisile. Muud sisemised struktuuriüksused on jaotatud segmenti "muu".
-
Tuuleenergia (koosneb opereerivatest tuuleparkidest ja investeerimisotsusega arendusprojektidest. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) sisalduvad tuuleparkide aredusmeeskondade kulud ning ilma investeerimisotsuseta tuuleparkide arenduskulud tuule segmendi asemel segmendis "Muud");
-
Koostootmine (koosnes kuni 2023. aasta lõpuni Iru, Paide, Valka ja Brocēni koostootmisjaamadest ning pelletitehasest. 2023. aasta neljandas kvartalis teatasime Paide, Valka ja Brocēni koostootmisjaamade ning pelletitehase müügist. Brocēni koostootmisjaama ja pelletitehase müügitehing teostati enne 2023. aasta lõppu. Paide ja Valka koostootmisjaama tehing jõustus 1. märtsil 2024. Alates Paide ja Valka müügitehingu jõustumisest märtsis, moodustub koostootmise segmendi Iru koostootmisjaam);
-
Päikeseenergia (sisaldab opereerivaid päikeseelektrijaamasid, päikesevaldkonna arendusi ja päikese-teenust. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) sisalduvad päikeseparkide arendamisega seotud juhtimiskulud, ilma investeerimisotsuseta päikeseparkide arendused päikese segmendi asemel segmendis "Muud");
-
Muud (sh hüdroenergia, kombineeritud taastuvenergialahendused, kesksed arendus- ja juhtimisüksused. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest (s.h. on arvutatud ümber
võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus) ka tuule- ja päikesearenduste meeskondade kulud, meretuuleparkide arendused, ilma investeerimisotsuseta tuule- ja päikesearendused).
Segment "Muud" sisaldab tegevusvaldkondi, mille osakaal üksikult nii grupi müügitulust kui ka EBITDA-st on ebaoluline. Ükski nendest tegevusvaldkondadest ei ületa kvantitatiivseid kriteeriume, mille puhul oleks nõutav nende kohta eraldiseisva informatsiooni avalikustamine.
Segmendi tulud hõlmavad tulusid ainult välistelt klientidelt, mis on saadud vastavate kaupade või teenuste müügist. Kuna segmendid põhinevad väljapoole müüdavatel kaupadel ja teenustel siis need tehingud ei sisalda grupiüksuste vahelisi segmentide tehinguid.
Juhatus hindab segmentide tulemusi peamiselt EBITDA alusel, aga jälgib lisaks ka ärikasumit. Finantstulusid ja -kulusid, tulumaksukulu ning kasumit või kahjumit kapitaliosaluse meetodil kajastatavatelt investeeringutelt sidusettevõtetesse ei jaotata segmentide vahel.
Grupi põhivarad on jaotatud segmentidele vastavalt nende kasutuseesmärgile. Kohustusi ega käibevara segmentidele ei jaotata. Alates 2024. aasta I kvartaliaruandest jagame kapitaliseeritud intressikulusid segmentidesse (s.h. on arvutatud ümber võrdlusperioodi numbrid lähtuvalt 2024. aasta I kvartali uuendustest tagamaks andmete võrreldavus), varasemalt oli kogu summa näidatud segmendis "Muud".
Majandustulemused segmentide kaupa
| tuhandetes eurodes | I kv 2024 |
I kv 2023 |
|---|---|---|
| MÜÜGITULU | ||
| Tuuleenergia | 44 769 | 38 852 |
| Koostootmine | 10 444 | 30 206 |
| Päikeseenergia | 829 | 494 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 56 041 | 69 551 |
| Muud | 141 | 140 |
| Kokku | 56 182 | 69 691 |
| TAASTUVENERGIA TOETUS JA MUUD | ||
| ÄRITULUD | ||
| Tuuleenergia | 5 531 | 5 719 |
| Koostootmine | 7 118 | 1 810 |
| Päikeseenergia | 73 | 280 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 12 723 | 7 809 |
| Muud | 6 | 5 |
| Kokku | 12 728 | 7 814 |
| EBITDA | ||
| Tuuleenergia | 32 063 | 30 816 |
| Koostootmine | 13 457 | 12 853 |
| Päikeseenergia | 346 | 283 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 45 866 | 43 952 |
| Muud | -3 446 | -2 840 |
|---|---|---|
| Kokku | 42 420 | 41 112 |
| Põhivara kulum ja väärtuse langus | 9 342 | 9 815 |
| Netofinantskulud | 264 | 27 |
| Kasum/-kahjum kapitaliosaluse meetodil | ||
| investeeringutelt sidusettevõtetesse | -10 | 19 |
| Kasum enne maksustamist | 33 332 | 31 343 |
| ÄRIKASUM | ||
| Tuuleenergia | 24 886 | 23 886 |
| Koostootmine | 12 011 | 10 275 |
| Päikeseenergia | 59 | 203 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 36 956 | 34 364 |
| Muud | -3 878 | -3 067 |
| Kokku | 33 078 | 31 297 |
| tuhandetes eurodes | I kv 2024 |
I kv 2023 |
|---|---|---|
| INVESTEERINGUD PÕHIVARASSE | ||
| Tuuleenergia | 85 127 | 75 868 |
| Koostootmine | 79 | 93 |
| Päikeseenergia | 18 919 | 12 412 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 104 124 | 88 373 |
| Muud | 689 | 3 565 |
| Kokku | 104 813 | 91 938 |
| tuhandetes eurodes | 31.03.2024 | 31.12.2023 |
|---|---|---|
| PÕHIVARA | ||
| Tuuleenergia | 1 029 173 | 948 412 |
| Koostootmine | 93 931 | 97 747 |
| Päikeseenergia | 116 060 | 96 484 |
| Kokku avalikustatavad segmendid | 1 239 165 | 1 142 643 |
| Muud | 16 921 | 16 165 |
| Kokku | 1 256 086 | 1 158 808 |
4. Materiaalne põhivara
| tuhandetes eurodes | Maa | Hooned | Rajatised | Masinad ja seadmed |
Lõpetamata ehitus |
Ettemaksed | Kokku |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Materiaalne põhivara seisuga 31.12.2023 | |||||||
| Soetusmaksumus | 63 982 | 22 299 | 44 796 | 747 900 | 458 834 | 55 148 | 1 392 959 |
| Kogunenud kulum | 0 | -9 788 | -25 439 | -275 527 | 0 | 0 | -310 754 |
| Kokku materiaalne põhivara seisuga 31.12.2023 | 63 982 | 12 511 | 19 357 | 472 373 | 458 834 | 55 148 | 1 082 205 |
| Aruandeperioodil toimunud liikumised | |||||||
| Investeeritud põhivara soetusse | 0 | 0 | 4 | 5 | 104 407 | 342 | 104 758 |
| Valuuta ümberarvestuse kursivahed | 0 | 1 | 7 | 54 | 3 | 1 | 66 |
| Ümberklassifitseerimine | 0 | 0 | 0 | 12 078 | -10 827 | -1 251 | 0 |
| Arvestatud kulum ja allahindlus | 0 | -128 | -327 | -8 737 | 0 | 0 | -9 192 |
| Kokku aruandeperioodil toimunud liikumised |
0 | -127 | -316 | 3 400 | 93 583 | -908 | 95 632 |
| Materiaalne põhivara seisuga 31.03.2024 | |||||||
| Soetusmaksumus | 63 982 | 22 300 | 44 807 | 760 037 | 552 417 | 54 240 | 1 497 783 |
| Kogunenud kulum | 0 | -9 916 | -25 766 | -284 264 | 0 | 0 | -319 946 |
| Jääkmaksumus seisuga 31.03.2024 | 63 982 | 12 384 | 19 041 | 475 773 | 552 417 | 54 240 | 1 177 837 |
Seisuga 31.03.2024 oli kontsernil põhivara soetamiseks sõlmitud lepingutest tulenevaid kohustusi 305 051 tuhat eurot (31. detsember 2023: 368 953 tuhat eurot ja 31. märts 2023: 440 428 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 31.03.2024 seisuga rahavoo riskimaandamisinstrumente, mille eesmärgiks on maandada intressiriski, mis tekib ujuva intressimääraga laenudest.
Tehingu sõlmimisel dokumenteerib grupp riskimaandamisinstrumentide ja maandatavate objektide vahelise suhte, riskimaandamise eesmärgid ja erinevate riskimaandamistehingute sooritamisestrateegia. Samuti dokumenteerib grupp, kas riskimaandamistehingutes kasutavate tuletisinstrumentide ja maandatavate objektide rahavoogude muutuste vahel on majanduslik seos. Riskimaandamise alustamisel dokumenteerib grupp riskimaandamise 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
- aastal maandas grupp oma riskipositsiooni elektrihinna volatiilsuse suhtes baaskoormuse vahetustehingute tuletislepingutega. Antud tuletisinstrumentide puhul oli grupp ujuva hinna maksja ja vastaspool fikseeritud hinna maksja. Grupp kohaldas antud rahavoogudega seonduvate riskide maandamiseks riskimaandamisarvestust.
Grupp leppis vastaspoolega (Eesti Energia AS) kokku tuletislepingute lõpetamises ja nende asendamises fikseeritud hinnaga füüsilise tarne lepingutega (EFET-i lepingud, EFET – European Federation of Energy Traders), millel on samad mahud, hinnad ja tähtajad.
Grupp jätkas riskimaandamisarvestuse rakendamist avatud tuletisinstrumentide positsioonide suhtes kuni 17. augustini 2021, kajastades tuletisinstrumentide õiglase väärtuse muutust kuni EFET-i üldlepingu allkirjastamise kuupäevani. Tuletisinstrumentide kohustuse väärtus suurenes tehingupäeva -10 781 tuhandelt eurolt -23 207 tuhandele eurole seisuga 31. detsember 2021 seoses elektrihinna muutumisega ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021. Vastav negatiivne õiglase väärtuse muutus (-12 426 tuhat eurot) kajastub muus koondkasumis, kuna ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021 ei olnud riskimaandamise instrumentideks liigitatud tulevikutehingute puhul tuvastatud olulisi ebaefektiivsuse allikaid. Tuletisinstrumente hinnati õiglases väärtuses kuni EFET-i üldlepingu sõlmimise hetkeni (hindamine seisuga 17. augustil 2021). Nende bilansiline väärtus, mis on liigitatud lepinguliseks kohustuseks, ei muutu enne, kui saabub EFET-i üldlepingus määratletud ajaperiood 2023-2027.
EFET-i üldleping vastab oma tarbe erandile ja seepärast ei käsitata seda finantsinstrumendina, mida peab IFRS 9 kohaselt mõõtma õiglases väärtuses, vaid täitmisele kuuluva lepinguna IFRS 15 "Kliendilepingutest saadav müügitulu" alusel, kusjuures müügitulu kajastatakse fikseeritud ühiku väärtuse alusel alles siis, kui toimub elektrienergia tarnimine perioodil 2023–2027. Tuletislepingute asendamise hetkel EFET-i üldlepinguga ei kajastatud kasumit ega kahjumit. EFET-i üldlepingu sõlmimisel liigitati tuletisinstrumentide kohustuse bilansiline väärtus vastaval kuupäeval (-23 207 tuhat eurot) ümber lepinguliseks kohustuseks, mis suurendab järk-järgult kajastatavat müügitulu kuni EFET i üldlepingu täitmiseni. Antud müügitulu kasvu kompenseerib osaliselt lõpetatud riskindamaandamisarvestuse alusel elektrienergia riskimaandamisreservi
kogunenud -12 426 tuhande euro ümberliigitamine 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 kajastati otse omakapitalis. Vt reservide detailsemat infot lisast 7. Seisuga 31. detsember 2023 liigitati eelnevalt mainitud kohustus summas 18 086 tuhat eurot lühiajaliseks summas 5 674 tuhat eurot ja pikaajaliseks summas 12 412 tuhat eurot.
EFET-i lepingute kohane elektrienergia tarneperiood algas 1. jaanuaril 2023, millest tulenevalt hakkas vähenema lepingulise kohustuse jääk. 2024. aasta esimeses kvartalis vähenes kohustuse jääk 2 012 tuhat eurot ja ja oli seisuga 31. märts 2024 -16 074 tuhat eurot (31. märts 2023: -21 441 tuhat eurot). Vastavad muudatused tehti ka grupi rahavoogude riskimaandamisreservis ja kasumiaruandes. 2024. aasta jooksul tehakse järgmised kanded ülalmainitud reservidesse ning kasumiaruandesse:
| tuhandetes eurodes | Lisa | I kv 2024 | II kv 2024 | III kv 2024 | IV kv 2024 | Kokku |
|---|---|---|---|---|---|---|
| Tuletisvaba lepinguline kohustus | -2 012 | -911 | -1 085 | -1 666 | -5 674 | |
| Elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reserv |
7 | 1 086 | 711 | 679 | 827 | 3 303 |
| Tuletisinstrumentide tulud | 10 | 926 | 199 | 406 | 840 | 2 371 |
Intressimäära vahetustehingud (swap-tehingud)
Seisuga 31. märts 2024 oli grupil sõlmitud kolm intressimäära vahetustehingut kolme laenu intressimäära riski maandamiseks:
- Intressimäära vahetustehing nominaalsummas 69 565 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 47 917 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 34 168 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 2024 ühtisid kõikide intressimäära vahetustehingute põhilised tingimused laenulepingute tingimustega (nominaalsummad, valuutad, tähtajad, maksegraafikud). Riskimaandamise tulevikutehingud on sõlmitud 1:1 suhtes. Riskimaandamise efektiivsuse testimiseks kasutab grupp hüpoteetilise tuletisinstrumendi meetodit ja võrdleb intressimäära vahetustehingute õiglase väärtuse muutusi laenulepingute õiglase väärtuse muutustega.
Potentsiaalsed ebaefektiivsuse allikad võivad tuleneda järgmistest põhjustest:
Grupi või intressimäära vahetustehingu vastaspoole krediidiriski muutus. Krediidiriski mõju tõttu võib majanduslik suhe riskimaandamisobjekti ja riskimaandamisinstrumendi vahel tasakaalust välja minna ning võib tekkida olukord, kus riskimaandamisobjekti ja riskimaandamisinstrumendi väärtused ei liigu enam vastassuunas. Grupi juhtkonna hinnangul on äärmiselt ebatõenäoline, et krediidiriskist saaks tekkida oluline ebaefektiivsus.
Riskimaandamisinstrumentide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 31. märts 2024 oli järgmine:
| tuhandetes eurodes | Nominaal summa |
Bilansiline maksumus (vara) |
Bilansiline maksumus (kohustus) |
Finantsseisundi aruande kirje nimetus |
Õiglase väärtuse muutus* |
Kasumiaruandes kajastatud ebaefektiivsus |
Riskimaandamisreservist kasumiaruandesse ümber liigitatud summad |
|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Swap-tehingud | 151 649 |
8 888 | 0 | Tuletisinstrumendid | 1 129 | 0 | 1 100 |
*võrreldes 31.12.2023 seisuga, kajastatud muus koondkasumiaruandes
Riskimaandamisobjektide mõju finantsseisundi aruandele seisuga 31. märts 2024 oli järgmine:
| tuhandetes eurodes | Õiglase väärtuse muutus, mida kasutati ebaefektiivsuse arvutamisel |
Riskimaandamisreservis kajastatud summad |
Riskimaandamisreservis kajastatud summad, mille puhul riskimaandamisarvestust enam ei rakendata |
|---|---|---|---|
| Ujuva intressimääraga laenud | 8 888 | 8 888 | 0 |
Õiglane väärtus on arvutatud kasutades kolmanda osapoole mudelit mida kinnitab tehingupartneri kinnitus.
Grupi sisemiste arvutuste alusel leitakse intressimäära vahetustehingute õiglane väärtus oodatavate tuleviku rahavoogude nüüdisväärtusena tuginedes turul vaadeldavatel EURIBOR-i intressikõveratel. Õiglase väärtuse hinnangu tegemisel võetakse arvesse grupi ning vastaspoole krediidiriski, mis arvutatakse krediidiriski vahetustehingute või võlakirjade hindadest tuletatud krediidiriski vahede põhjal. Intressimäära vahetustehingud on liigitatud õiglase väärtuse tasemele 2.
6. Aktsiakapital
Seisuga 31. märts 2024 oli Enefit Green ASil registreeritud 264 276 232 aktsiat (31. märts 2023: 264 276 232 aktsiat). Aktsia nimiväärtus on 1 euro.
Tava puhaskasumi arvutamiseks aktsia kohta on emaettevõtja omanike osa kasumist jagatud bilansipäevade arvuga kaalutud keskmise emiteeritud aktsiate arvuga. Kuna potentsiaalselt emiteeritavaid lihtaktsiaid ei ole, on lahustunud puhaskasum aktsia kohta kõigil perioodidel võrdne tava puhaskasumiga aktsia kohta.
Tava ja lahustunud puhaskasum aktsia kohta kaalutud keskmise aktsiate arvuga
| Ühik | I kv 2024 | I kv 2023 | |
|---|---|---|---|
| Emaettevõtja omanike osa kasumist | tuh euro | 33 446 | 30 522 |
| Kaalutud keskmine aktsiate arv | tuh | 264 276 | 264 276 |
| Tava puhaskasum aktsia kohta | euro | 0,13 | 0,12 |
| Lahustunud puhaskasum aktsia kohta | euro | 0,13 | 0,12 |
7. Muud reservid
| tuhandetes eurodes | 31.03.2024 | 31.12.2023 |
|---|---|---|
| Muud reservid perioodi algul | 165 657 | 165 657 |
| sh realiseerimata kursivahede reserv | -162 | -762 |
| sh intressimäära vahetuslepingute rahavoo riskimaandamisreserv |
8 860 | 14 626 |
| sh elektrienergia rahavoo riskimaandamisreserv hinnariski maandamiseks |
-9 628 | -12 426 |
| sh emaettevõttega tehtud tuletistehingute esmane õiglane väärtus |
-10 781 | -10 781 |
| sh vabatahtlik rahastamise reservid | 175 000 | 175 000 |
| Rahavoogude riskimaandamisinstrumentide õiglase väärtuse muutus |
||
| sh intressimäära vahetuslepingute rahavoo riskimaandamisreserv |
1 129 | -2 221 |
| Kajastatud lepingulise kohustuse vähenemisena | 1 086 | 2 798 |
| Ümberklassifitseerimised muust koondkasumist, kajastatud intressikulu suurenemisena/ - vähenemisena |
-1 100 | -3 545 |
| Välismaiste tütarettevõtete ümberarvestusel tekkinud valuutakursivahed |
54 | 600 |
| Muud reservid perioodi lõpul | 164 458 | 163 289 |
| sh realiseerimata kursivahede reserv | -108 | -162 |
| sh intressimäära vahetuslepingute rahavoo riskimaandamisreserv |
8 888 | 8 860 |
| sh elektrienergia rahavoo riskimaandamisreserv hinnariski maandamiseks |
-8 541 | -9 628 |
| sh emaettevõttega tehtud tuletistehingute esmane õiglane väärtus |
-10 781 | -10 781 |
| sh vabatahtlik rahastamise reservid | 175 000 | 175 000 |
8. Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses
| Lühiajalised võlakohustused | Pikaajalised võlakohustused | |||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| tuhandetes eurodes | Intress | Pangalaenud | Rendikohustused | Pangalaenud | Rendikohustused | Kokku |
| Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 31.12.2023 |
3 967 | 27 414 | 745 | 445 174 | 9 098 | 486 398 |
| Aruandeperioodil toimunud liikumised | ||||||
| Rahalised liikumised | ||||||
| Lisandunud võlakohustus | 6 179 | 30 000 | 10 | 0 | 35 | 36 224 |
| Võlakohustuse tagasimaksmine | -7 739 | -9 012 | -58 | 0 | 0 | -16 809 |
| Mitterahaline liikumine | ||||||
| Ümberklassifitseerimine | 0 | 16 378 | -206 | -16 378 | 206 | 0 |
| Laenukulude amortisatsioon | 0 | 0 | 0 | 12 | 0 | 12 |
| Valuutakursi muutuste mõju | 1 | 0 | 0 | 0 | -266 | -265 |
| Muud liikumised | 0 | 6 | 0 | 35 | 0 | 41 |
| Kokku aruandeperioodil toimunud liikumised |
-1 559 | 37 372 | -254 | -16 331 | -25 | 19 203 |
| Võlakohustused korrigeeritud soetusmaksumuses seisuga 31.03.2024 |
2 408 | 64 786 | 491 | 428 843 | 9 073 | 505 601 |
9. Müügitulu
| tuhandetes eurodes | I kv 2024 | I kv 2023 |
|---|---|---|
| Tegevusvaldkondade lõikes | ||
| Kaupade müük | ||
| Pelletite müük | 0 | 15 676 |
| Vanametalli müük | 119 | 263 |
| Muu kaupade müük | 43 | 9 |
| Kokku kaupade müük | 162 | 15 948 |
| Teenuste müük | ||
| Soojusenergia müük | 2 434 | 3 276 |
| Elektrienergia müük | 49 379 | 45 531 |
| Jäätmete vastuvõtt ja edasimüük | 3 968 | 4 593 |
| Vara rent ja hooldus | 213 | 248 |
| Muude teenuste müük | 36 | 95 |
| Kokku teenuste müük | 56 030 | 53 743 |
| Kokku müügitulu | 56 192 | 69 691 |
Märkus: Alates detsembrist 2023 kajastatakse elektri tuletisinstrumentidest saadud tulu elektrienergia müügi real. Seoses sellega on parandatud I kv 2023 rida "elektrienergia müük" +906 tuhande euro võrra.
10. Taastuvenergia toetus ja muud äritulud
| tuhandetes eurodes | I kv 2024 | I kv 2023 |
|---|---|---|
| Taastuvenergia toetus | 6 393 | 7 268 |
| Sihtfinantseerimine | 99 | 123 |
| Kasum äri müügist | 5 759 | 0 |
| Muud äritulud | 478 | 422 |
| Kokku muud äritulud | 12 729 | 7 813 |
Märkus: Alates detsembrist 2023 kajastatakse elektri tuletisinstrumentidest saadud tulu elektrienergia müügi real. Seoses sellega on eemaldatud I kv 2023 tabelist rida "tuletisinstrumentide tulud" summas 906 tuhat eurot.
11. Kaubad, toore, materjal ja teenused
| tuhandetes eurodes | I kv 2024 | I kv 2023 |
|---|---|---|
| Hooldus- ja remonditööd |
3 532 | 3 102 |
| Tehnoloogiline kütus | 1 153 | 8 359 |
| Elektrienergia | 14 830 | 11 461 |
| Tuhakäitlusega seotud teenused | 461 | 563 |
| Transporditeenused valmistoodangu müügiks |
0 | 569 |
| Materjalid ja varuosad toodangu valmistamiseks |
242 | 411 |
| Ülekandeteenused | 204 | 115 |
| Jäätmete käitlemine | 94 | 80 |
| Loodusvarade ressursimaks | 1 | 1 |
| Muud kaubad, toore, materjal ja teenused |
60 | 50 |
| Saastemaks | 97 | 81 |
| Kokku kaubad, toore, materjal ja teenused |
20 674 | 24 792 |
12. Äritegevusest laekunud raha
| tuhandetes eurodes | I kv 2024 |
I kv 2023 |
|---|---|---|
| Kasum enne tulumaksustamist | 33 339 | 31 342 |
| Korrigeerimised | ||
| Materiaalse põhivara kulum ja väärtuse langus | 9 286 | 9 706 |
| Immateriaalse põhivara amortisatsioon ja väärtuse langus | 56 | 109 |
| Põhivara soetamiseks saadud sihtfinantseerimise amortisatsioon | -98 | -123 |
| Intressikulu võlakohustustelt | 224 | 380 |
| Kasum äri müügist | -5 759 | 0 |
| Kasum/kahjum kapitaliosaluse meetodil investeeringutelt sidusettevõtjatesse | 10 | -19 |
| Intressi- ja muud finantstulud |
-459 | -311 |
| Muud investeerimise kasumid/kahjumid | 13 | 0 |
| Kursikahjum (kasum) välisvaluutas antud ja võetud laenudelt | 40 | 15 |
| Realiseerunud kasum tuletisinstrumentidest | -926 | -905 |
| Korrigeeritud kasum enne maksustamist | 35 726 | 40 194 |
| Äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | ||
| Äritegevusega seotud nõuete muutus | 623 | 339 |
| Varude muutus | 104 | 5 600 |
| Muu äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | 10 741 | -5 812 |
| Kokku äritegevusega seotud käibevarade netomuutus | 11 468 | 127 |
| Äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | ||
| Võlgnevuse muutus hankijatele | -10 869 | 1 217 |
| Muu äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | -1 162 | 2 799 |
| Kokku äritegevusega seotud kohustuste netomuutus | -12 031 | 4 016 |
| Äritegevusest saadud raha | 35 163 | 44 337 |
13. Tehingud ja saldod seotud osapooltega
Enefit Green ASi emaettevõte on Eesti Energia AS. Eesti Energia ASi ainuomanik seisuga 31. märts 2024 on Eesti Vabariik.
Enefit Green ASi lühendatud konsolideeritud raamatupidamise vahearuande koostamisel on loetud seotud osapoolteks omanikke, teisi samasse gruppi kuuluvaid äriühinguid (grupi ettevõtteid), tegev- ja kõrgemat juhtkonda ning eespool loetletud isikute lähedasi pereliikmeid ja valitseva või olulise mõju all olevaid ettevõtteid. Samuti on loetud seotud osapoolteks kõik üksused, kus riigil on valitsev või oluline mõju.
Grupp on rakendanud avalikustamiserandit ja jätnud avalikustamata eraldivõetuna ebaolulised tehingud ja saldod valitsuse ja teiste seotud osapooltega, kuna riigil on nende osapoolte üle valitsev, ühine valitsev või oluline mõju.
Enefit Green AS ja tema tütarettevõtted toodavad taastuvenergiat, mida müüakse vahetult kolmandatele osapooltele (sh elektribörsile Nord Pool). Emaettevõte Eesti Energia AS osutab Enefit Greenile haldusteenuseid seoses nimetatud müügiprotseduuriga. Mainitud teenusega seotud kulud kajastatakse tabelis real "Teenuste ost".
Grupp avalikustab ka tehingud Eesti Vabariigi valitseva või olulise mõju all olevate ettevõtetega. Aruandeperioodil ja võrdlusperioodil tegi grupp tavapärases mahus ostu- ja müügitehinguid Eesti ülekandevõrgu operaatori Elering ASiga, mis kuulub täielikult riigile.
Seisuga 31. märts 2024 on Enefit Green AS sõlminud pikaajalisi elektrienergia füüsilise tarne lepinguid seotud osapoole Eesti Energia AS-ga mahus 8 266 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 68,0 EUR/MWh.
- aasta alguses kasutas grupp elektrihinna riski maandamiseks baaskoormuse vahetustehingute tuletislepinguid. Tuletisinstrumentide finantskohustuse esialgne õiglane väärtus summas -10 781 tuhat eurot on kajastatud otse omakapitalis.
Grupp jätkas riskimaandamisarvestuse rakendamist avatud tuletisinstrumentide positsioonide osas kuni 17. augustini 2021, kui sõlmiti EFETi üldleping ("EFET General Agreement") elektrienergia üleandmise ja vastuvõtmise kohta, lõpetades samaaegselt kõik avatud tuletislepingud. Tuletisinstrumentide kohustuse väärtus suurenes tehingupäeva -10 781 tuhandelt eurolt -23 207 tuhandele eurole seoses elektrihinna muutumisega ajavahemikus tehingupäevast kuni 17. augustini 2021. Vastav kumulatiivne tuletisinstrumentide finantskohustuse õiglase väärtuse muutus summas -12 426 tuhat eurot kajastati muu koondkasumi ja rahavoogude riskimaandamisreservi kaudu omakapitalis (vt ka lisa 5). 31. märts 2024 seisuga oli elektrienergia riskimaandamisinstrumentide reservi saldo –8 541 tuhat eurot (vt ka lisa 5 ja 7).
| I kv 2024 I kv 2023 |
31.03. | 31.12. | ||||
|---|---|---|---|---|---|---|
| tuhandetes eurodes | 2024 | 2023 | ||||
| TEHINGUD SALDOD |
||||||
| EMAETTEVÕTE | ||||||
| Teenuste ost | 5 595 | 4 464 | Nõuded | 8 765 | 9 497 | |
| Kaupade müük | 0 | 0 | Kohustused | 17 166 | 20 281 | |
| Teenuste müük | 26 001 | 23 457 | sh tuletisvaba lepinguline kohustus | 16 074 | 18 086 | |
| TEISED KONTSERNI ETTEVÕTTED | ||||||
| Kaupade ost | 0 | 0 | Nõuded | 556 | 314 | |
| Teenuste ost | 352 | 857 | Kohustused | 62 | 62 | |
| Tulu kaupade müügist | 0 | 0 | ||||
| Tulu teenuste müügist | 1 592 | 420 | ||||
| TEISED SEOTUD OSAPOOLED (SH SIDUSETTEVÕTTED) | ||||||
| Teenuste ost | 417 | 456 | Nõuded | 0 | 22 | |
| Tulu teenuste müügist | 0 | 0 | Kohustused | 334 | 311 | |
| ELERING AS | ||||||
| Teenuste ost | 252 | 1 587 | Nõuded | 2 748 | 5 629 | |
| Teenuste müük | 6 408 | 7 330 | Kohustused | 95 | 33 |
Grupi struktuur
