Tredje kvartal / third quarter 2003 Q3 E-CO Energi
Kvartalsrapport for konsernet 1. januar 2003 30. september 2003 Tall for 2002 i parentes Lav kraftproduksjon - høye spotpriser Fortsatt domineres kraftmarkedet av den tørre høsten i fjor og den svært lave magasinbeholdningen ved inngangen til 2003 som følge av denne. Hittil i år har det kommet relativt normalt med nedbør med en del lokale variasjoner. Vannkraftproduksjonen i Norge har vært lav i 2003, og dette har resultert i en bedring av magasinene sett i forhold til de historisk normale nivåene. Modellberegninger tilsier at det mest sannsynlig ikke blir noen «kraftkrise» i form av rasjoneringstiltak eller ekstreme priser den kommende vinteren og til våren. Strømprisen under sommeren og høsten har imidlertid ligget på et historisk sett svært høyt nivå. Årsaken til dette er noe sammensatt: I tillegg til at lave magasiner skal bygges opp igjen har høye priser på kontinentet, som følge av relativt varmt og tørt vær, påvirket de nordiske kraftprisene. Dette har ført til lavere import og tidvis eksport fra det nordiske området til kontinentet. Gjennomsnittlig spotpris i de 9 første månedene av 2003 var 29,7 øre (14,2 øre per kwh) (ref. Oslo). I 3. kvartal var gjennomsnittlig spotpris 25,6 øre per kwh (14,3 øre per kwh). Kraftproduksjonen i Norge per 30. september var 75,6 TWh (94,9 TWh), som representerer en nedgang i produksjon på 20,3 prosent. E-CO Energis kraftproduksjon var 5.179 GWh i årets ni første måneder. Dette er hele 1.776 GWh lavere enn i samme periode i 2002 og tilsvarer en nedgang på 26 prosent. I 3. kvartal ble produksjonen 30 prosent lavere enn fjoråret. Konsernets magasinbeholdning lå ved inngangen til 3. kvartal Quarterly report for the Group 1 January 2003 -- 30 September 2003 Figures for 2002 in brackets Low production volumes high spot prices The power market continues to be dominated by last year's dry autumn and the extremely low reservoir levels at the start of 2003 caused by this. So far this year, precipitation levels have been relatively normal, with some local variations. The volume of hydropower produced in Norway has been low in 2003, resulting in an in-crease in reservoir levels compared to the historically normal levels. Model calculations indicate that there will most probably not be any «energy crisis» in the form of rationing measures or extreme prices this winter and next spring. However, the price of electricity reached historically very high levels during this summer and autumn. The reason for this is rather complex: in addition to the reservoir water levels having to be restored to normal, high prices in continental Europe as a result of relatively hot, dry weather have affected the Nordic power prices. This has led to lower imports to, and at times exports from, the Nordic Region to the Continent. The average spot price during the first nine months of 2003 was NOK 0.297 per kwh (NOK 0.142 per kwh) (ref Oslo). During the 3rd quarter, the average spot price was NOK 0.256 per kwh (NOK 0.143 per kwh). Total power production in Norway during the first nine months of the year amounted to 75.6 TWh (94.9 TWh), 20.3 per cent less than in the same period in 2002. E-CO Energi produced 5,179 GWh of electricity during the first nine months of the year - 1,776 GWh, or 26 per cent, less than during the same Prices, monthly average - NOK/kWh 0,6 0,5 0,4 0,3 0,2 0,1 0,0 Jan. Feb. March April May June July Aug. Sept. Oct. Nov. Dec. Spot price 2002 Spot price 2003 Forward price 2003 Sales price 2003
Production - GWh 3500 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 1st quarter 2nd quarter 3rd quarter 4th quarter 2001 2002 2003 noe lavere enn landsgjennomsnittet, men konsernets magasinbeholdning har forbedret seg gjennom sommeren og lå noe over landsgjennomsnitt ved utgangen av kvartalet. Resultater E-CO Energis driftsinntekter ble 1.323 millioner kroner per 3. kvartal 2003 mot 1.258 millioner kroner i tilsvarende periode i fjor. Konsernets sikringsstrategi medfører en avdempning av inntektspåvirkningen fra de største prisvariasjoner i markedet. Dette forhold, sammen med et lavere produksjonsvolum, er grunnen til at driftsinntektene øker relativt moderat sammenlignet med økningen i spotpris. 3. kvartal har normalt de laveste driftsinntektene av årets kvartaler, men i 2003 økte driftinntektene fra 245 millioner kroner i 2. kvartal til 291 millioner kroner i 3. kvartal. Årsaken til dette er å finne i de svært lave magasinbeholdningene på våren som begrenset produksjon, samt en viss økning i faktisk oppnådd salgspris fra 2. kvartal til 3. kvartal. E-CO Energis gjennomsnittlig salgspris hittil i år var 22,5 øre per kwh (15,6 øre per kwh). Sett i forhold til gjennomsnittlig spotpris var salgsprisen 24 prosent lavere. I tilsvarende periode i fjor var den oppnådde salgsprisen 10 prosent høyere enn spotpris. Resultat fra tilknyttede selskaper ble på 19 millioner kroner i årets tre første kvartaler (14 millioner kroner). Netto finanskostnader i 3. kvartal var 403 millioner kroner (345 millioner kroner). Økningen skyldes i hovedsak at fjorårstallet inneholder en salgsgevinst på 107 millioner kroner i 2. kvartal knyttet til salget av aksjene i Tele Danmark InterNordia. For øvrig bidrar lavere nettogjeld og et lavere period in 2002. The volume produced during the 3rd quarter was 30 per cent less than during the same period last year. The Group's reservoir levels were somewhat lower than the national average at 1 July, but these increased during the summer and were somewhat above the national average at the end of the quarter. Results E-CO Energi's operating revenues came to NOK 1,323 million as at 30 September 2003, compared to NOK 1,258 million for the same period last year. The Group's hedging policy means that its revenues are less influenced by the major price fluctuations in the market. This, together with the lower production volume, is the reason for the operating revenues rising relatively moderately compared to the increase in the spot price. The 3rd quarter normally has the lowest operating revenues of all the year's quarters, but the operating revenues rose from NOK 245 million in the 2nd quarter 2003 to NOK 291 million in the 3rd quarter. The reason for this is the extremely low reservoir levels in the spring, which limited production, and the fact that the sales price actually achieved rose slightly from the 2nd to the 3rd quarters. So far this year, E-CO Energi has achieved an average sales price of NOK 0.225 per kwh (NOK 0.156 per kwh). This is 24 per cent less than the average spot price. In the same period last year, the sales price achieved was 10 per cent higher than the spot price. Income from investments in associated companies amounted to NOK 19 million for the first three quarters of the year (NOK 14 million). Net financial items totalled NOK 403 million as
rentenivå til reduksjon i finanskostnadene. Resultat før skatter ble på 338 millioner kroner i årets ni første måneder (332 millioner kroner). Korrigert for salgsgevinst har resultat før skatter forbedret seg med 113 millioner kroner. Skattekostnaden per 3. kvartal var på 303 millioner kroner (161 millioner kroner). Av skattekostnaden utgjorde grunnrenteskatten 125 millioner kroner (49 millioner kroner). Økningen i grunnrenteskatten skyldes de høye spotprisene i inneværende år. Den øvrige økningen skyldes i stor utstrekning endret utsatt skatt/skattefordel. Resultat etter skatter i årets ni første måneder ble på 35 millioner kroner (171 millioner kroner). I 3. kvartal ble det et underskudd på 75 millioner kroner mot et underskudd på 39 millioner kroner i tilsvarende periode i 2002. Investeringer, kontantstrøm og kapitalforhold Investeringer i varige driftsmidler per 3. kvartal var på 117 millioner kroner (37 millioner kroner). Konsernets eneste større investeringsprosjekt er utbyggingen av Øvre Otta, og investeringskostnaden gjelder i hovedsak dette prosjektet. Med hensyn til fremdrift og økonomi forløper utbyggingen etter planen og forventes ferdigstilt i 2005. Konsernet hadde en kontantstrøm fra virksomheten på 288 millioner kroner (347 millioner kroner) i årets ni første måneder. I 3. kvartal ble det tatt opp et 7-årig lån på 178 millioner kroner. Lånet er tatt opp i Japan og rente- og valutasikret til norske kroner. Per 30. september 2003 var konsernets egenkapitalandel på 43,9 prosent mot 41,0 prosent ved årets begynnelse. Til sammenligning hadde konsernet på samme tid i fjor en egenkapitalandel på 41,3 prosent. at 30 September (NOK 345 million). This increase was mainly due to the fact that last year's figures included a sales gain of NOK 107 million in the 2nd quarter linked to the sale of the shares in Tele Danmark InterNordia. Otherwise, reductions in the net debt and lower interest rates contributed to a reduction in the financial expenses. The profit before taxes as at 30 September 2003 came to NOK 338 million (NOK 332 million). When adjusting for the sales gain, the results before taxes improved by NOK 113 million. The taxes payable as at 30 September 2003 amounted to NOK 303 million (NOK 161 million), including NOK 125 million (NOK 49 million) in resource rent tax. The increase in resource rent tax is due to the high spot prices this year. The remainder of the increase is mainly due to changes in deferred tax/tax benefits. The net profit as at 30 September came to NOK 35 million (NOK 171 million). During the 3rd quarter, the company made a loss of NOK 75 million, compared to a loss of NOK 39 million during the same period in 2002. Investments, cash flow and capital Investments in tangible fixed assets totalled NOK 117 million (NOK 37 million) as at 30 September. The Group's only major investment project is the development of Øvre Otta, and the investment cost mainly applies to this project. As regards progress and finances, this development is going according to plan and is expected to be completed in 2005. The Group achieved a cash flow from operating activities of NOK 288 million (NOK 347 million) for the first nine months of the year. A seven-year loan of NOK 178 million was raised during the 3rd quarter. This loan was raised in Japan and made Operating profit - NOK million 600 500 400 300 200 100 0 1st quarter 2nd quarter 3rd quarter 4th quarter 2001 2002 2003
Utsiktene for resten av året Fortsatt er de lave magasinnivåene den dominerende faktor i det nordiske kraftmarkedet. Situasjonen i høst er preget av usikkerhet og store prissvingninger. Nedbør og temperatur i de nærmeste ukene vil kunne få avgjørende betydning for vinterprisene. For hele året forventer E-CO Energi et lavt produksjonsvolum. Men ut fra dagens magasinsituasjon og estimert tilsig forventes det at produksjonen i siste kvartal vil bli noe bedre enn hittil i år, sett i forhold til normalproduksjonen og til 4. kvartal i 2002. I absolutt volum forventes imidlertid en vesentlig reduksjon i 4. kvartal sammenlignet med tilsvarende periode i fjor. En betydelig del av konsernets forventede produksjon ut året er prissikret til priser som i større grad enn tidligere i år samsvarer med nåværende markedspriser. Det positive bidraget fra nedgangen i rentekostnadene vil forsterkes i 4. kvartal. E-CO Energi forventer på denne bakgrunn et tilfredsstillende resultat før skatt. Grunnrenteskatten vil imidlertid medføre en vesentlig belastning på årsresultatet. Regjeringen har i statsbudsjettet foreslått endringer i skattesystemet for kraftforetak. I hovedsak er de foreslåtte endringer positive for E-CO Energi. Etter styrets oppfatning er de ikke tilstrekkelige for å oppnå et skattesystem som kan stimulere til investeringer for å bedre kraftbalansen og gi likeverdige konkurransevilkår med andre kraftselskaper i Norden og med andre bransjer. For E-CO Energi er det viktigste elementet at regelen som begrenser skattemessig fradrag for rentekostnader for offentlig eide foretak foreslås opphevet. Denne regelen har vært diskriminerende ovenfor de offentlig eide foretakene, og en opphevelse vil ha positive effekter for E-CO Energi. Oslo, 27. oktober 2003 Styret i E-CO Energi as subject to interest-hedging and currency hedging contracts in Norwegian kroner. As at 30 September 2003, the Group's equity ratio was 43.9 per cent, compared to 41.0 per cent at 1 January 2003. By comparison, the Group had an equity ratio of 41.3 per cent as at 30 September 2002. Prospects for the remainder of the year The low reservoir levels are still the dominating factor in the Nordic power market. The situation this autumn is characterised by uncertainty and major price fluctuations. The precipitation and temperature over the next few weeks may be of crucial significance to the winter prices. For the year as a whole, E-CO Energi expects the production volume to be low. However, based on the current reservoir situation and estimated inflow, the production volume during the fourth quarter is expected to be slightly better than so far this year, compared to both the normal production volume and that of the 4th quarter 2002. In absolute volume, however, a considerable reduction is expected in the 4th quarter compared to the same period last year. A significant share of the Group's expected production volume for the rest of the year is price hedged at prices that, to a greater extent than previously this year, correspond to current market prices. The positive contribution from the reduction in interest costs will be strengthened during the 4th quarter. On this basis, E-CO Energi expects a satisfactory result before tax. The resource rent tax will, however, impose a severe burden on the annual result. In its National Budget, the Norwegian government has proposed changes to the tax system applicable to power companies. The proposed changes are on the whole positive for E-CO Energi but are not, in the Board's opinion, enough to bring about a tax system that can stimulate investments to improve the power balance and provide competition terms that are equal to those applicable to other power companies in the Nordic Region and other sectors. For E-CO Energi, the most important element is that the Budget proposes revoking the rule that limits tax deductions for interest costs incurred by publicsector owned enterprises. This rule has discriminated against public-sector owned enterprises and revoking it will have positive effects for E-CO Energi. Oslo, 27 October 2003 The board of directors of E-CO Energi AS
Resultatregnskap / Profit and loss accounts 2003 2002 2003 2002 2002 (Beløp i millioner kroner/amounts in MNOK) 3.kv/Q 3.kv/Q Pr. 3.kv/Q Pr. 3.kv/Q År/Yr Energiinntekter/Energy revenue 245 287 1 174 1 127 1 795 Øvrige driftsinntekter/other operating revenue 46 44 149 131 186 Driftsinntekter/Operating revenue 291 331 1 323 1 258 1 981 Energikjøp, varer, tjenester/energy purchases, goods, services (37) (35) (124) (111) (167 Andre driftskostnader/other operating expences (91) (101) (272) (280) (367) Avskrivninger/Depreciation (69) (68) (205) (204) (273) Driftskostnader/Operating expenses (197) (204) (601) (595) (807) Driftsresultat/Operating profit 94 127 722 663 1 174 Inntekt på investering i tilknyttede selskaper/ Share of profit in associated companies 7 (9) 19 14 15 Netto finanskostnader/net financial itmes (129) (144) (403) (345) (522) Resultat før skatter/profit before taxes (28) (8) 338 332 667 Skatter*/Taxes* (47) (31) (303) (161) (311) Resultat etter skatter/net profit (75) (39) 35 171 356 Minoritetsandel/Minority interests (4) 2 45 49 105 Majoritetsandel/Majority interests (71) (41) (10) 122 251 * Inklusive eiendomsskatt/including property tax Balanse / Balance sheet 2003 2002 2002 (Beløp i millioner kroner/amounts in MNOK) 30.9 30.9 31.12 Immaterielle eiendeler og varige driftsmidler/intangible assets and tangible fixed assets 15 582 15 562 15 608 Finansielle anleggsmidler/financial fixed assets 963 887 910 Anleggsmidler/Fixed assets 16 545 16 449 16 518 Andre omløpsmidler/other current assets 232 182 692 Kortsiktige investeringer/short-term investments 223 676 611 Likvider/Liquid assets 248 503 564 Omløpsmidler/Current assets 703 1 361 1 867 Eiendeler/Total assets 17 248 17 810 18 385 Majoritetens andel av egenkapital/majority s share of equity 5 273 5 154 5 283 Minoritetens andel av egenkapital/minority s share of equity 2 297 2 196 2 252 Egenkapital/Equity 7 570 7 350 7 535 Ansvarlig lån/subordinated loan 3 347 3 347 3 347 Forpliktelser og annen langsiktig gjeld/liabilities and other long-term debt 5 531 6 209 5 766 Langsiktig gjeld/long-term liabilities 8 878 9 556 9 113 Kortsiktig gjeld/current liabilities 800 904 1 737 Gjeld og egenkapital/total equity and liabilities 17 248 17 810 18 385 Kontantstrømanalyse / Statement of cash flows 2003 2002 2003 2002 2002 (Beløp i millioner kroner/amounts in MNOK) 3.kv/Q 3.kv/Q Pr. 3.kv/Q Pr. 3.kv/Q År/Yr Tilført fra virksomheten/funds provided from operations (15) (4) 220 198 515 Endringer i arbeidskapitalposter/changes in working capital items 51 98 68 149 (90) Kontantstrøm fra virksomheten/cash flow from operating activities 36 94 288 347 425 Investeringer i varige driftsmidler/investments in fixed assets (54) (11) (117) (37) (127) Andre investeringer, salg/other investments, sales (11) (32) 342 249 254 Kontantstrøm fra investeringer/cash flow from investments (65) (43) 225 212 127 Endringer i kortsiktige lån/changes in short-term loans 0 (325) (575) (775) (700) Opptak av langsiktige lån/long-term loans raised 178 320 780 320 320 Nedbetaling av langsiktige lån/repayment of long-term debt (169) (11) (1 034) (30) (37) Kontantstrøm fra finansiering/cash flow from financing activities 9 (16) (829) (485) (417) Kontantstrøm i perioden/net cash flow for the period (20) 35 (316) 74 135 Likviditetsbeholdning ved periodens begynnelse/ Liquidity as at the beginning of the period 268 468 564 429 429 Likviditetsbeholdning ved periodens slutt/liquidity as at the end of the period 248 503 248 503 564 E-CO Energi, P.O.Box 2481 Solli, NO-0202 Oslo, Telephone +47 24 11 69 00, Telefax +47 24 11 69 01, www.e-co.no Design: Anisdahl, Sand & Partnere Foto/Photo: Freeze SPH / Knut Bry, Trykk/Print: GAN grafisk