PT Jornal Oficial da União Europeia L 343/63

DECISÃO DO ÓRGÃO DE FISCALIZAÇÃO DA EFTA

N.o 258/13/COL

de 19 de junho de 2013

para encerrar o procedimento formal de investigação sobre a venda pelo Município de Narvik à Narvik Energi AS («NEAS») do direito à eletricidade de concessão (Noruega)

O ÓRGÃO DE FISCALIZAÇÃO DA EFTA («Órgão»),

TENDO EM CONTA o Acordo sobre o Espaço Económico Europeu («Acordo EEE»), nomeadamente os artigo 61.o, 62.o e 63.o e o Protocolo n.o 26,

TENDO EM CONTA o Acordo entre os Estados da EFTA relativo à criação de um Órgão de Fiscalização e de um Tribunal de Justiça («Acordo relativo ao Órgão de Fiscalização e ao Tribunal»), nomeadamente o artigo 24.o,

TENDO EM CONTA o Protocolo n.o 3 do Acordo relativo ao Órgão de Fiscalização e ao Tribunal («Protocolo n.o 3»), nomeadamente os artigos 7.o, n.o 2, e 13.o, n.o 1, da Parte II,

APÓS ter convidado os terceiros interessados a apresentarem as suas observações (1), e tendo em conta essas observações,

Considerando o seguinte:

I. FACTOS

1. Procedimento

(1) Foi apresentada uma denúncia por ofício de 7 de janeiro de 2009 contra o Município de Narvik («Narvik») relativa à venda do direito à eletricidade de concessão de Narvik à Narvik Energi AS («NEAS»). O ofício foi recebido e registado pelo Órgão em 14 de janeiro de 2009 (2). Por ofício de 16 de julho de 2009 (3), o Órgão solicitou informações adicionais por parte das autoridades norueguesas. Por ofício de 2 de outubro de 2009 (4), as autoridades norueguesas responderam ao pedido de informações.

(2) Em 14 de dezembro de 2011, o Órgão iniciou o procedimento previsto no artigo 1.o, n.o 2, da Parte I do Protocolo n.o 3 do Acordo relativo ao Órgão de Fiscalização e ao Tribunal com a aprovação da Decisão n.o 393/11/COL («Decisão 393/11/COL»). Por ofício de 23 de fevereiro de 2012 (5), as autoridades norueguesas apresentaram observações sobre a Decisão.

(3) Em 26 de abril de 2012, a Decisão foi publicada no Jornal Oficial da União Europeia e no seu suplemento EEE (6). Por e-mail de 25 de maio de 2012 (7), o Órgão recebeu observações de uma parte interessada. Por e-mail de 28 de junho de 2012 (8), o Órgão transmitiu as mesmas às autoridades norueguesas. Por ofício de 30 de novembro de 2012 (9), as autoridades norueguesas apresentaram mais informações.

2. A denúncia

(4) O autor da denúncia alega que Narvik, por celebrar um contrato com a NEAS para a venda de 128 GWh de eletricidade anual de concessão por um período de 50,5 anos, vendeu os seus direitos de aquisição da eletricidade de concessão significativamente abaixo do preço de mercado e, assim, concedeu um auxílio estatal ilegal à NEAS.

(5) O autor da denúncia alega ainda que a decisão de celebrar o contrato foi aprovada pelo Conselho Municipal do Narvik, com base em informações incorretas e/ ou incompletas. Relatórios de peritos críticos em relação ao contrato e as dificuldades inerentes à determinação de um preço de mercado para a eletricidade não foram alegadamente apresentados ao Conselho Municipal antes da tomada de decisão de celebrar o contrato.

3. O regime norueguês da eletricidade de concessão

(6) Na Noruega, a concessão é normalmente requerida para a operação de grandes centrais hidroelétricas. As centrais que detêm concessões para exploração de quedas de água são obrigadas a vender um determinado volume da sua produção anual para o município onde estão localizadas. O volume de eletricidade que o município tem direito a adquirir é designado eletricidade de concessão. Este regime é definido na Secção 2 (12) da Lei do Licenciamento Industrial (10) e na Secção 12 (15) da Lei de Regulamentação das Quedas de Água (11).

(7) A legislação assenta no fundamento de que os municípios devem dispor de um fornecimento de eletricidade em volume suficiente e a um preço justo, sendo, por conseguinte, o volume da eletricidade de concessão determinado com base nas necessidades de abastecimento elétrico de cada município (12) e até dez por cento da produção anual de uma central. Não existem, porém, restrições impostas à exploração da eletricidade de concessão por parte dos municípios. Assim, os municípios podem utilizá-la, vendê-la ou dar-lhe o uso que entenderem.

(8) O direito não implica que os municípios sejam obrigados a adquirir a eletricidade de concessão. Para concessões anteriores a 1983, aplica-se normalmente a ressalva de que tendo o município decidido não exercer o seu direito à eletricidade de concessão, perde o seu direito à eletricidade de concessão para o futuro.

(9) A legislação estabelece dois regimes de preços para a eletricidade de concessão, o primeiro para concessões anteriores a 10 de abril de 1959, o segundo para concessões outorgadas em 10 de abril de 1959, ou posteriormente.

(10) Para as concessões outorgadas antes de 10 de abril de 1959, o preço da eletricidade de concessão é calculado em função do preço de custo da central, acrescido de um prémio de 20 %. Este modelo ainda é aplicado às concessões outorgadas antes de 10 de abril de 1959, e é daqui em diante referido como modelo de «preço de custo». A eletricidade de concessão vendida de acordo com este modelo de determinação de preços é daqui em diante referida como «eletricidade de concessão de preço de custo».

(11) Para concessões outorgadas após 10 de abril de 1959, o preço da concessão é definido pelo Ministério da Energia e do Petróleo, com base no custo médio de uma amostra representativa de centrais hidroelétricas em todo o país. Este método de determinação de preços é daqui em diante referido como método do «preço do ministério». A eletricidade de concessão vendida de acordo com este modelo de determinação de preços é daqui em diante referida como «eletricidade de concessão de preço do ministério».

(12) A Lei do Licenciamento Industrial prevê que o direito dos municípios à eletricidade de concessão possa ser objeto de revisão pela Direção Norueguesa para os Recursos Hídricos e a Energia («NVE»), 20 anos após a concessão ter sido outorgada (13). As autoridades norueguesas explicaram que o processo de revisão realizado pela NVE pode resultar num pequeno ajustamento do volume da eletricidade de concessão, mas não poderá resultar em alterações substanciais do direito do município à eletricidade de concessão. A maioria dos direitos do Narvik relativos à eletricidade de concessão, deverão ser revistos em 2019.

(13) Os municípios suportam o custo de alimentação da eletricidade de concessão para a rede.

4. Eletricidade de concessão de Narvik

(14) Por ano, Narvik tem direito a um volume total de cerca de 128 GWh de eletricidade de concessão, dos quais cerca de 116,3 GWh têm um preço determinado pelo método do preço do ministério, e o restante, cerca de 11,7 GWh, tem um preço determinado pelo método de preço de custo. As autoridades norueguesas explicaram que em 2000 o preço do ministério era aproximadamente 0,10 NOK e o preço de custo para Håkvik e Nygård em 2000 situava-se entre 0,14 NOK e 0,178 NOK. Proprietário da central no momento da transação Central Aprox. GWh/ ano Método de determinação do preço NEAS Håkvik e Nygård 11,7 Preço de custo NEAS Taraldsvik 1,0 Preço do ministério Nordkraft Sildvik 20,9 Preço do ministério Statkraft Skjomen, Båtsvann e Norddalen 94,4 Preço do ministério

5. Narvik Energi AS («NEAS»)

(15) A NEAS está localizada no Município de Narvik, no Distrito de Nordland. Produz e vende eletricidade. Até 2001, a NEAS era detida a 100 por cento pelo Município de Narvik. Em 2001, o Narvik vendeu 49,99 % das suas ações a duas companhias de eletricidade, a Vesterålskraft AS e a Hålogalandskraft AS.

(16) Após a fusão, em 2006, e uma alteração de nome, em 2009, a NEAS é agora parte da empresa Nordkraft AS («Nordkraft»).

6. Eventos que antecederam a venda da eletricidade de concessão

(17) Até o final de 1998, o Narvik vendeu o seu direito anual de cerca de 128 GWh da eletricidade de concessão à NEAS através de contratos de curto ou longo prazo. No entanto, no início de 1999, depois de não ter conseguido chegar a um acordo com a NEAS, o Narvik vendeu a sua eletricidade de concessão a uma bolsa de negociação de energia a preços especiais.

(18) Em março de 1999, o Município colocou à venda a sua eletricidade de concessão para o restante de 1999 mediante um concurso público. Em 30 de março de 1999, o Narvik celebrou um contrato com a Kraftinor AS, a empresa que apresentou a proposta mais elevada. O preço foi definido em 109,50 NOK por MWh. Uma vez que tinha pago pela eletricidade de concessão 111,10 NOK por MWh, acrescidos dos custos de alimentação de 20 NOK por MWh, o Narvik incorreu uma perda de aproximadamente 2,3 milhões de NOK no âmbito deste contrato. O Narvik previra inicialmente um saldo positivo de 3,5 milhões de NOK.

(19) Em 19 de outubro de 1999, o Comité Executivo do Conselho Municipal («Comité Executivo») recomendou ao Conselho Municipal que o objetivo geral relativo à concessão do Município deveria ser maximizar o retorno a longo prazo, a fim de alcançar um horizonte de longo prazo, que permitisse um planeamento estável. A estratégia proposta para atingir este objetivo assentava em quatro elementos: 1) A eletricidade de concessão é vendida à melhor oferta em contratos de longo prazo com rendimento fixo, mas com cláusulas de ajustamento que conferem rendimentos adicionais se os preços forem substancialmente mais elevados do que os preços previstos no período contratual; 2) A eletricidade de concessão é vendida através de contratos diferentes com durações diferentes para diversificar os riscos; 3) O Presidente da Câmara dispõe de poderes para celebrar acordos em conformidade com a estratégia decidida pelo Conselho Municipal; e 4) Os lucros da venda da eletricidade de concessão são depositados num fundo a ser distribuído de acordo com as decisões do Conselho Municipal.

(20) O Conselho Municipal confirmou a recomendação do Comité Executivo com uma alteração, sugerida pelo Presidente da Câmara e confirmada através de uma alteração à estratégia: em vez de o Presidente da Câmara dispor explicitamente de «poderes outorgados por procuração para celebrar acordos em conformidade com a estratégia decidida pelo Conselho Municipal», a decisão final refere que «como um primeiro passo na execução desta estratégia, a NEAS é convidada a discutir o seu interesse no assunto, conforme descrito no seu ofício de 9 de novembro dirigido ao Município.»

(21) Um ofício da NEAS datado de 9 de novembro de 1999 questionou a estratégia proposta de vender a eletricidade de concessão através de contratos diferentes com durações diferentes para diversificar os riscos. Em vez disso, a NEAS sugeriu um contrato de longo prazo («por exemplo, de 50 anos») e estava recetiva à inclusão de uma cláusula de ajustamento do preço no contrato com Narvik.

(22) Além disso, num ofício datado de 15 de abril de 1999, a NEAS manifestou interesse em celebrar um contrato de longo prazo relativo à eletricidade de concessão, inicialmente através de uma aquisição com um pagamento inicial fixo, ou, alternativamente, como um contrato de locação a longo prazo - sugeriu inicialmente a 60 anos - com pagamentos anuais para Narvik.

(23) Para além da questão da eletricidade de concessão, também se discutiu o futuro papel da NEAS no mercado, e o papel de Narvik como detentor da NEAS.

(24) Segundo as autoridades norueguesas, a NEAS assistia na altura a uma ampla consolidação regional entre companhias de eletricidade e à entrada de operadores nacionais/ internacionais em mercados locais. A NEAS necessitava de reforçar o capital próprio, a fim de adquirir as ações de outras companhias de eletricidade, particularmente da Nordkraft AS. A NEAS também assinou cartas de intenção com a Hålogaland Kraft AS e a Vesterålskraft AS para constituir uma empresa de produção regional e uma empresa regional de transporte de energia. Previa-se a entrada em vigor destas alterações em 1 de janeiro de 2001. Para a NEAS conseguir finalizar as referidas transações com uma combinação de capital próprio e de capital emprestado, seria expectável que o Narvik - único detentor da NEAS - injetasse capital adicional na NEAS.

(25) Numa reunião do Conselho Municipal em 16 de dezembro de 1999, foi decidido que a participação do Município no capital social da NEAS, a necessidade de capital da empresa e a gestão da eletricidade de concessão, deveriam ser avaliados em conjunto por uma equipa de negociação constituída pelo Presidente da Câmara, Vice-Presidente da Câmara e líder da oposição, bem como pelo Diretor, Vice-Diretor e Responsável pelas Aquisições da Administração Municipal («a equipa de negociação»).

7. Avaliações externas

(26) A NEAS encomendou dois relatórios, à Arthur Andersen («AA») e à Deloitte & Touche («DT»), a fim de determinar o valor da eletricidade de concessão de preço do ministério. O relatório da AA utiliza uma metodologia de cálculo do valor atual líquido («VAL») mas não descreve os pressupostos subjacentes de forma muito pormenorizada. O relatório da DT também utiliza uma metodologia VAL, mas vai mais longe do que o relatório da AA no que se refere a explicar os pressupostos e cálculos relevantes. Por exemplo, o relatório da DT explica de forma pormenorizada a forma de cálculo do retorno com base no modelo de avaliação dos ativos financeiros («MAAF») e a forma de cálculo dos custos médios ponderados de capital («CMPC»). A análise também contém uma descrição detalhada do cálculo do preço da concessão e inclui a análise de sensibilidade com base nas alterações incrementais do preço da eletricidade e dos CMPC.

(27) Narvik encomendou dois relatórios à Danske Securities («DS1» e «DS2»). Para o primeiro relatório, DS1, a Danske Securities foi contratada para avaliar se o Município deveria vender o seu direito à eletricidade de concessão no mercado ou transferi-lo para a NEAS. No DS1, a Danske Securities, por sua própria iniciativa, facultou uma estimativa do valor do direito à eletricidade de concessão por um período de 50 anos. Para além de mencionar os pressupostos considerados para a evolução futura dos preços da eletricidade, a Danske Securities facultou indicações limitadas sobre a forma como o valor do direito à eletricidade de concessão foi calculado.

(28) No DS2, a Danske Securities solicitou as expetativas em termos de preços e de custos dos 3 operadores do mercado: CBF Kraftmegling AS («CBF»), Norwegian Energy Brokers AS («NEB») e Statkraft SF («Statskraft»). Com base nestas expetativas, a Danske Securities calculou um valor de mercado estimado do direito à eletricidade de concessão. As expetativas da CBF resultaram numa estimativa de referência de 127 milhões de NOK. As expetativas da NEB resultaram numa estimativa de referência de 75 milhões de NOK. Uma vez que a NEB não ajustou o seu preço e as expetativas em termos de custos de acordo com a inflação, a Danske Securities salientou que não considerava as expetativas da NEB credíveis. As expetativas da Statkraft situaram-se entre 115 e 140 milhões de NOK. Com base nestas três avaliações de valor, a Danske Valores concluiu que o VAL estimado do direito à eletricidade de concessão situar-se-ia entre 100-140 milhões de NOK.

(29) Os quatro estudos estão resumidos no quadro seguinte. Estes relatórios são daqui em diante referidos como «os quatro relatórios». Relatório Autor do relatório Data do relatório Relatório encomendado por eletricidade de concessão avaliada (em GWh) (14) Período (em anos) VAL estimado (em milhões de NOK) AA Arthur Andersen 20.5.1999 NEAS 115,3 50 71,4-117,4 (15) DS1 Danske Securities 14.2.2000 Narvik 116,3 50 80-145 DS2 Danske Securities 23.2.2000 Narvik 116,3 50 100-140 DT Deloitte & Touche 3.5.2000 NEAS 116,3 50,5 110-130

8. Avaliações internas

(30) Para além dos pareceres externos, o Responsável pelas Aquisições no Município de Narvik fez as suas próprias avaliações.

(31) Na primeira avaliação, apresentada ao Comité Executivo em outubro de 1999, concluiu que o risco global para o Município era elevado para contratos de longo prazo, definidos como contratos entre 10 e 40 anos.

(32) Na sua segunda avaliação, apresentada à equipa de negociação em 16 de março de 2000, foram discutidas várias opções para gerir a eletricidade de concessão. Por essa altura, todavia, a equipa de negociação tinha reduzido o alcance do seu mandato para avaliar apenas o risco, o tempo de liquidação, as implicações fiscais e a maximização do lucro para três cenários (todos com o Narvik a transferir o direito à eletricidade de concessão para a NEAS por um período de 50 anos e a reduzir a sua participação no capital social da NEAS). Apesar disso, na sua segunda avaliação, o Responsável pelas Aquisições continuou a insistir na importância da duração do contrato. A sua avaliação do valor marginal do direito à eletricidade de concessão ao longo do tempo foi a de que «… celebrar um contrato de longo prazo, como 50 anos, confere muito pouco valor adicional para nós, como vendedores, por comparação com um contrato mais curto (por exemplo, de 20 anos, com 83 milhões de NOK)».

(33) Depois de discussões internas sobre as vantagens e desvantagens de um contrato de longo prazo, a equipa de negociação fez a sua recomendação ao Conselho Municipal, onde recomendou um contrato com a duração de 50,5 anos, conforme apropriado para reduzir o risco do Município e proporcionar um horizonte de longo prazo, que permitisse um planeamento estável.

9. A venda de eletricidade de concessão

(34) A NEAS apenas pretendia adquirir 116,3 GWh de eletricidade de concessão de preço do ministério. No entanto, durante as negociações com a empresa, Narvik insistiu em vender na íntegra o seu direito à eletricidade de concessão, e que a eletricidade de concessão de preço de custo de 11,7 GWh seria vendida, por conseguinte, conjuntamente com a eletricidade de concessão de preço do ministério.

(35) Em maio de 2000, as partes acordaram por fim em abranger a totalidade dos 128 GWh da eletricidade de concessão no acordo e que a NEAS pagaria 120 milhões de NOK para a eletricidade de concessão de preço do ministério e 6 milhões de NOK para a eletricidade de concessão de preço de custo.

(36) Em 25 de maio de 2000, o Conselho Municipal decidiu formalmente que o Município deveria vender o seu direito anual de 128 GWh de eletricidade de concessão à NEAS por 50,5 anos e 126 milhões de NOK.

(37) Em 16 de outubro de 2000, o Narvik e a NEAS formalizaram o acordo, assinando o contrato em que o Narvik vendia o direito à eletricidade de concessão nos termos acima descritos. O contrato não contemplou nenhum mecanismo de ajustamento de preços, e a aquisição deveria ser realizada com um pagamento inicial fixo.

(38) Em 29 de novembro de 2000, o Narvik e a NEAS assinaram um acordo suplementar onde a NEAS, para a aquisição do direito à eletricidade de concessão, comprometia-se a pagar a Narvik 60 milhões de NOK em numerário e os restantes 66 milhões de NOK como contribuição de capital em espécie injetado na NEAS (na altura detida a 100 % pelo Município).

10. Venda de ações da NEAS

(39) Em 2001, o Narvik alienou 49,99 % do seu capital na NEAS para as companhias de eletricidade Vesterålskraft AS e Hålogalandskraft AS.

11. Observações das autoridades norueguesas

(40) As autoridades norueguesas são da opinião de que o contrato com a NEAS foi celebrado em condições de mercado. Salientaram, em primeiro lugar, que o acordo foi celebrado devido a dificuldades de ordem financeira de Narvik e à necessidade de capital líquido. Em segundo lugar, a NEAS necessitava de se submeter a recapitalização, a fim de se reestruturar para criar uma empresa regional de maior dimensão. Por último, no momento da celebração do contrato, o Município tinha vendido eletricidade de concessão com prejuízo, porque o preço da eletricidade de concessão foi superior ao preço realizado no mercado. A título de exemplo, no período de abril de 1999 a dezembro de 1999, Narvik perdeu 2,3 milhões de NOK com a venda de eletricidade de concessão.

(41) Quanto à questão do risco regulamentar, as autoridades norueguesas explicaram que a NEAS assume todos os riscos. Argumentam que o risco é provavelmente de volume reduzido ao invés do acréscimo no volume da eletricidade de concessão que reduziria a probabilidade de auxílio.

(42) As autoridades norueguesas argumentam que o valor de referência do mercado adequado para o acordo de 50,5 anos é uma venda permanente de uma central elétrica, e que, ajustados para as diferenças relevantes, os preços realizados pela NEAS coincidiram com os níveis de preços para a venda de centrais elétricas no mesmo período.

(43) Para os dados sobre os preços relativos à venda de centrais elétricas em 2000, as autoridades norueguesas referem a designada análise em tempo real do mercado da eletricidade para o ano 2000 realizada por Pareto («Análise Pareto»). Na referida análise, ao que tudo indica, os preços do mercado para as centrais elétricas vendidas em 2000 variaram entre 1,64 NOK e 1,77 NOK por kWh de capacidade de produção anual. A venda de Narvik do direito à eletricidade de concessão é o equivalente a aproximadamente 1,00 NOKpor kWh de capacidade de produção anual. Segundo as autoridades norueguesas, a diferença entre estes valores pode ser explicada pelos seguintes fatores.

(44) Em primeiro lugar, em 2000, os custos normais de funcionamento, incluindo o reinvestimento contínuo (sem depreciação) para uma central elétrica recente eram cerca de 0,05 NOK por KWh por ano (mais custos de alimentação). O pagamento devido esperado da NEAS era duplo; cerca de 0,10 NOK por KWh por ano (mais custos de alimentação) para a eletricidade de concessão de preço do ministério e entre 0,14 e 0,178 NOK por KWh (mais custos de alimentação) por ano para a eletricidade de concessão anterior a 10 de abril de 1959. Em 2000, o preço de mercado esperado era de aproximadamente 0,12 NOK por KWh. Assim, o cenário de 2000 originaria um lucro líquido de 0,07 NOK por KWh para o detentor de uma central, por comparação com 0,02 NOK por KWh para a eletricidade de concessão. No momento da celebração do contrato, o preço estimado de 2010 era 0,20 NOK. Com base nesta estimativa, o cenário de 2010 originaria um lucro líquido de 0,15 NOK por KWh para o detentor de uma central, por comparação com 0,10 NOK por KWh para a eletricidade de concessão.

(45) Em segundo lugar, as autoridades norueguesas argumentam que os preços para a venda das cinco centrais elétricas tendo por base a Análise Pareto devem ser reduzidos em cerca de 10-15 % quando da aplicação de uma taxa de capitalização de 4 % para compensar a diferença entre a capitalização ao longo do tempo infinito (fator de capitalização de 25) e a 50 anos (fator de capitalização de 21,48).

(46) As autoridades norueguesas acrescentam ainda que os primeiros anos têm um maior impacto no cálculo do VAL e que os custos elevados de reinvestimento de propriedade costumam ter lugar numa fase posterior tendo, por conseguinte, pouco efeito na redução do cálculo do VAL.

(47) Tendo isso em conta, as autoridades norueguesas argumentam que há uma estreita correlação entre, por um lado, as vendas das centrais elétricas em aproximadamente 1,64 NOK - 1,77 NOK por kWh de capacidade de produção anual, e, por outro lado, as rendas (pagamento para o acesso à eletricidade para 50,5 anos) de aproximadamente 1,00 NOK por KWh de eletricidade de concessão.

(48) As autoridades norueguesas argumentam, assim, que uma comparação que ajusta estes fatores demonstra que o preço que a NEAS pagou pela eletricidade de concessão era comparável ao preço das centrais elétricas vendidas no mesmo período, e acrescentam que a conclusão sobre o nível de preços é corroborada pelo relatório da DT e pelos dois relatórios da DS anteriores à celebração do contrato de 50,5 anos referente à eletricidade de concessão.

(49) Referindo-se aos aspetos relativos à venda de terrenos e imóveis públicos («VDT») que constam das orientações do Órgão para auxílio estatal (16), as autoridades norueguesas argumentam que um concurso público aberto à concorrência e sem condições prévias é apenas um método reconhecido pelo Órgão para determinar os preços de mercado na venda de bens públicos. As autoridades norueguesas sublinham que na VDT, o Órgão também reconhece que um preço de auxílio no mercado livre pode ser estabelecido com base na avaliação de um perito independente. As autoridades norueguesas observam que o relatório da DT e os dois relatórios da DS foram entregues antes da celebração do contrato de 50,5 anos. O segundo relatório da DS determinou o valor com base em «pesquisa de mercado direta», que, segundo as autoridades norueguesas, resultou num teste de mercado semelhante ao de um concurso público. As autoridades norueguesas também referem que o preço final não ultrapassou o nível máximo das três avaliações.

(50) As autoridades norueguesas também argumentam que a opção de não incluir nenhuma cláusula de ajustamento do preço foi adequada, uma vez que a aquisição foi realizada com um pagamento inicial fixo, e não numa base contínua. As autoridades norueguesas argumentam que uma vez que que a venda foi liquidada no início - parte em numerário e parte como uma contribuição em espécie - à semelhança de uma venda permanente de uma central elétrica, «não seria normal e é pouco usual» incluir um mecanismo de ajustamento de preços. As autoridades norueguesas argumentam ainda que, em virtude da modalidade de contribuição em espécie, um ajustamento posterior teria provavelmente sido ilegal em conformidade com o disposto pela Lei das Sociedades de Responsabilidade Limitada (17).

12. Observações de terceiros

(51) Um terceiro, a NEAS (agora Nordkraft), apresentou observações relativas à Decisão 393/11/COL. A NEAS concorda no essencial com as opiniões das autoridades norueguesas.

II. APRECIAÇÃO

1. Existência de auxílio estatal

(52) O Artigo 61.o, n.o 1, do Acordo EEE estipula o seguinte: «Salvo disposição em contrário nele prevista, são incompatíveis com o funcionamento do presente Acordo, na medida em que afetem as trocas comerciais entre as Partes Contratantes, os auxílios concedidos pelos Estados-Membros das Comunidades Europeias, pelos Estados da EFTA ou provenientes de recursos estatais, independentemente da forma que assumam, que falseiem ou ameacem falsear a concorrência, favorecendo certas empresas ou certas produções.»

(53) Decorre desta disposição que, para os auxílios estatais poderem estar presentes, a medida deve conferir uma vantagem económica para o beneficiário. Seguidamente, o Órgão avalia a questão da presença, no caso em questão, de tal vantagem económica

2. Vantagem económica

(54) O Tribunal de Justiça da União Europeia declarou que, a fim de confirmar se uma medida estatal constitui um auxílio, é necessário verificar se a empresa beneficiária recebe uma vantagem económica que não teria obtido em condições normais de mercado (18). A fim de avaliar a presença de uma vantagem económica, o Órgão aplica o princípio de um (hipotético) investidor numa economia de mercado (19).

(55) Se a transação em questão foi realizada em conformidade com o princípio do investidor num contexto de economia de mercado, ou seja, se o Município vendeu o direito à eletricidade de concessão ao preço de mercado, e se o preço e termos da transação poderiam ter sido aceites por um investidor privado prudente da economia de mercado, a operação não conferiria uma vantagem económica para a NEAS e, por conseguinte, não implicaria a concessão de auxílios estatais. Na situação contrária, se a operação não foi realizada ao preço de mercado, implicaria a concessão de auxílios estatais.

(56) Nesta avaliação, o Órgão não pode substituir a apreciação comercial do Narvik pela sua própria apreciação, o que implica que o Município, como detentor do direito à eletricidade de concessão, goza de uma margem de discricionariedade para escolher a forma de operar em condições normais de concorrência.

(57) Uma avaliação do preço e termos do contrato entre o Município e a NEAS deve basear-se nas informações que o Narvik dispunha no momento da celebração do contrato. Normalmente, uma avaliação ex-ante informada seria suficiente para excluir a presença de auxílio estatal, mesmo no caso de os pressupostos utilizados na avaliação se revelarem errados em retrospetiva.

(58) Seguidamente, o Órgão avalia, por conseguinte, se o Narvik agiu como um investidor privado da economia de mercado quando celebrou um contrato para vender o seu direito à eletricidade de concessão.

(59) O Órgão está ciente do contexto em que a transação foi realizada. Tendo por base as informações fornecidas pelas autoridades norueguesas, o Órgão entende que no momento em que o contrato foi celebrado o Município necessitava de liquidez (a fim de cumprir as suas obrigações) e de injetar capital na NEAS. Além disso, observa-se que a Lei das Sociedades de Responsabilidade Limitada restringiu a possibilidade de incorporar um mecanismo de ajustamento de preços no contrato ao fazer uma contribuição em espécie. Em 1999, antes da celebração do contrato de venda em 2000, o Narvik ainda tinha incorrido em perdas com a venda de eletricidade de concessão. O Município decidiu, por conseguinte, vender o seu direito à eletricidade de concessão num prazo mais alargado cumprindo simultaneamente a estratégia enunciada de maximizar o seu retorno sobre a eletricidade de concessão.

(60) As autoridades norueguesas argumentaram que o Órgão deveria ser capaz de excluir a presença de uma vantagem aplicando os princípios da VDT ao caso em questão. O Órgão observa que, apesar da VDT não se aplicar à venda de direitos de aquisição de eletricidade de concessão, a VDT prevê dois métodos utilizados normalmente pelas autoridades públicas para obter um preço de mercado para a venda de terrenos e imóveis públicos e, consequentemente, garantir que a venda não implica um auxílio estatal. O primeiro método para excluir o auxílio estatal é a venda através de concurso sem condições prévias. Sendo o segundo, a venda a um preço estabelecido através de uma avaliação realizada por peritos independentes segundo as normas de avaliação comummente aceites.

(61) O Órgão observa que a venda de um ativo através de um concurso sem condições prévias exclui normalmente a presença de uma vantagem. Pelo menos nos concursos verdadeiramente abertos com mais do que um concorrente (20). A venda do direito do Narvik à eletricidade de concessão não foi todavia realizada através de um concurso sem condições prévias.

(62) Por outro lado, o Narvik e a NEAS encomendaram duas avaliações de consultores externos, conforme descrito nos pontos (26) a (29) acima. No entanto, nenhum dos relatórios - DS1, DS2 ou da AA - indica claramente qual foi o método utilizado para determinar a avaliação do valor. Na ausência de esclarecimentos, a autoridade não está em posição de avaliar se as avaliações do valor de mercado foram realizadas segundo indicadores de mercado e normas de avaliação comummente aceites. Por conseguinte, o Órgão é da opinião de que o DS1, o DS2 e os relatórios da AA têm pouco valor na avaliação do valor do direito à eletricidade de concessão. Em contrapartida, o relatório da DT fornece uma explicação pormenorizada das suas avaliações. Consequentemente, os seus resultados podem ser testados e verificados. O Órgão considera, por conseguinte, que o relatório da DT é o relatório mais credível. O Órgão é da opinião de que os quatro relatórios chegam a resultados semelhantes (21) mas reforça os resultados do relatório da DT e, possivelmente, também os resultados dos outros três relatórios.

(63) O Órgão observa que, apesar de um preço determinado por um avaliador independente normalmente ser suficiente para excluir a presença de uma vantagem na venda de terrenos ou imóveis genericamente fáceis de avaliar que tenham sido objeto de muitas transações, não é necessariamente o caso para terrenos e imóveis com características mais específicas, ou quando as circunstâncias em que se processa a venda são suscetíveis de colocar em dúvida se a avaliação dos peritos reflete o valor real de mercado da propriedade (22).

(64) Como se explica seguidamente, os contratos de fornecimento de eletricidade com preços fixos de duração superior a 6 anos são pouco usuais a raramente observados. Devido à inexistência de um mercado onde preços comparáveis possam ser observados e devido à volatilidade dos preços da eletricidade, uma avaliação de peritos revela-se pouco adequada como instrumento para determinar o preço de mercado de um contrato de fornecimento de eletricidade a 50,5 anos com preços fixos (23).

(65) Em qualquer caso, o Órgão recorda que o teste aplicável para avaliar se um contrato de fornecimento de eletricidade celebrado por uma autoridade pública implica uma vantagem «que favoreça» uma empresa deverá ser o teste do investidor num contexto de economia de mercado, e não a VDT, que diz respeito à venda de terrenos e imóveis públicos. Na verdade, o Tribunal Geral confirmou, em Budapesti Erőmű Zrt v Comissão, quando o Tribunal Geral aprovou a abordagem adotada pela Comissão Europeia («Comissão») num processo relativo a contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo celebrados pelas autoridades húngaras, que o princípio do investidor num contexto de economia de mercado aplica-se a contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo (24).

(66) Neste processo, a Comissão identificou as principais práticas dos operadores comerciais nos mercados europeus da eletricidade que foram relevantes para efeitos da sua análise e avaliou se os acordos no processo em questão estavam em conformidade com as práticas, ou se os contratos foram celebrados em termos que não teriam sido aceitáveis para um operador que atuasse estritamente em função de uma lógica comercial (25).

(67) A Comissão considerou que os contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo com uma duração superior a seis anos raramente são celebrados no mercado europeu (26). A informação de que o Órgão dispõe confirma esta conclusão. Há, assim, poucos ou nenhuns contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo com os quais se possa estabelecer uma comparação com o preço da eletricidade vendida para 50,5 anos no futuro.

(68) As estimativas de longo prazo dos preços futuros de eletricidade têm, contudo, que ser feitas por potenciais compradores e vendedores de centrais elétricas. Foi nesta base que as autoridades norueguesas argumentaram que a venda do direito do Narvik à eletricidade de concessão deveria ser comparada com a venda de uma central hidroelétrica. Para sustentar esse argumento, as autoridades norueguesas facultaram ao Órgão a Análise Pareto, que dá uma perspetiva geral da venda de cinco centrais hidroelétricas na Noruega no ano 2000.

(69) As autoridades norueguesas argumentam que, tanto no caso da venda de uma central hidroelétrica, como no caso da venda por parte do Narvik do seu direito à eletricidade de concessão, os preços de venda representam o VAL dos fluxos de tesouraria esperados do volume de produção. Assim, à semelhança do Narvik e da NEAS no caso em apreço, qualquer comprador ou vendedor de uma central hidroelétrica terá que avaliar o valor da central com base no rendimento esperado da produção menos os custos esperados descontados à taxa de desconto relevante enquanto o novo proprietário puder explorar a central hidroelétrica em causa.

(70) As autoridades norueguesas argumentam que, corrigidos para determinados fatores pertinentes, os preços das cinco centrais hidroelétricas mencionados no relatório Pareto são comparáveis ao preço obtido na venda do direito do Narvik à eletricidade de concessão. Neste contexto, o Órgão observa os fatores de correção referidos pelas autoridades norueguesas, conforme explicado no capítulo I.11 acima.

(71) Para as cinco centrais hidroelétricas, o intervalo dos preços de venda por KWh de capacidade de produção situou-se entre 1,66 e 1,74 NOK. A venda permanente de um ativo aumentará o VAL do ativo por comparação com a venda do direito de aquisição de eletricidade de concessão durante 50,5 anos, na medida em que se considera que o ativo tem um fluxo de tesouraria positivo para além dos 50,5 anos. As autoridades norueguesas consideraram uma taxa de capitalização de 4 %, o que resulta num ajustamento para baixo do preço de venda em cerca de 10-15 % a fim de comparar a venda permanente com a venda por tempo determinado da energia da concessão (27).

(72) A segunda diferença entre uma venda permanente e uma venda do direito de aquisição de eletricidade de concessão durante 50,5 anos diz respeito à base de custos a usar no modelo VAL - custos totais de produção versus preço da concessão. As autoridades norueguesas argumentaram que o custo operacional tipo, incluindo o reinvestimento de uma central elétrica mais recente, foi aproximadamente 0,05 NOK por KWh, enquanto o preço do ministério na altura era aproximadamente 0,10 NOK por KWh.

(73) A fim de avaliar se os preços para as centrais elétricas constituem substitutos adequados para o preço de mercado da eletricidade de concessão em questão, é necessário analisar cada elemento da argumentação com maior detalhe. A apreciação do Órgão assenta em informações fornecidas pelas autoridades norueguesas e outras informações publicamente disponíveis.

(74) Na análise que se segue são utilizados valores nominais em todos os cálculos (28).

(75) Para as cinco centrais hidroelétricas mencionadas na Análise Pareto, os preços de venda por KWh de capacidade de produção situaram-se no intervalo de 1.66 a 1,74 NOK. Num relatório publicado pela empresa de consultoria económica Econ Pöyry que analisa vendas de centrais elétricas realizadas entre 1996 e 2005, o valor da transação média no ano 2000 parece ser um pouco mais elevado, tendo sido estimado em aproximadamente 1,85 NOK. Segundo o mesmo relatório, o mesmo preço aproximado foi obtido em 1999. Por conseguinte, o intervalo de preços para proceder à comparação parece ser ligeiramente mais elevado do que o intervalo da Análise Pareto. Dado que o relatório ECON refere um valor médio de transação superior ao valor da Análise Pareto, o Órgão utilizará um intervalo de1,70 a 1,80 NOK numa análise mais aprofundada.

(76) O segundo fator a considerar é o modo de ajustar os níveis de preços de uma venda permanente para uma venda por tempo determinado superior a 50,5 anos. As autoridades norueguesas afirmaram que o fator de ajustamento adequado é 10-15 % com base numa taxa de capitalização de 4 %. O Órgão considera que a escolha da taxa de capitalização está intimamente ligada à escolha da taxa de desconto no modelo VAL. A taxa nominal depois de deduzida a taxa de desconto dos impostos que foi utilizada no relatório da DT foi 6,8 %, enquanto a utilizada no relatório da AA foi 7 %. Também é referido que a NVE utilizou uma taxa de 6,5 % na avaliação de projetos recentes de centrais hidroelétricas (29). O modelo de cálculo do preço de custo utiliza uma taxa de 6 % (30). Com base no que precede, o Órgão é da opinião de que a taxa de desconto adequada e, consequentemente, a taxa de capitalização adequada para aplicar ao comparar uma venda permanente com uma venda por tempo determinado, situa-se no intervalo de 6-7 % em termos nominais depois de impostos. À luz destes elementos, o ajustamento adequado de valor de uma venda permanente para uma venda de 50,5 anos não é 10-15 %, como indicado pelas autoridades norueguesas, mas mais perto de 4-5 %.

(77) O terceiro fator a considerar é o preço de mercado futuro estimado da eletricidade. Como explicado acima, a previsão dos preços futuros da eletricidade para 50 anos ou mais é um exercício repleto de dificuldades. Nos relatórios de avaliação acima descritos, em particular o relatório da AA e o relatório da DT, esperava-se um aumento progressivo do preço de mercado da eletricidade durante um período de 10-20 anos, após o qual os preços deveriam manter-se constantes em termos reais (ou seja, só aumentariam o valor da inflação esperada) (31). Isto sugere que era consensual no mercado na altura que os preços futuros da eletricidade a longo prazo permaneceriam constantes em termos reais, e não continuariam a aumentar (32). O Órgão pressupõe que a mesma incerteza sobre os preços futuros da eletricidade era partilhada por todos os participantes do mercado, incluindo aqueles que estavam a comprar e a vender centrais elétricas durante o mesmo período, como a venda do direito à eletricidade de concessão. Como tal, não há nenhuma razão para supor que diferentes participantes do mercado têm acesso a informação significativamente diferente sobre as expetativas do preço de mercado.

(78) «Passando das receitas para os custos», a comparação apresentada pelas autoridades norueguesas refere-se a um cenário onde há uma diferença nos fluxos de tesouraria por KWh entre uma venda permanente e a venda da eletricidade de concessão de 0,05 NOK devido a um preço de concessão esperado de aproximadamente 0,10 NOK e a um custo operacional incluindo reinvestimento de aproximadamente 0,05 NOK.

(79) Relativamente ao preço do ministério para a eletricidade de concessão, os consultores que aconselharam o Narvik e a NEAS esperam que os preços se mantenham relativamente constantes em termos reais, o que significa que não se espera ganhos de eficiência significativos ou uma grande volatilidade na base de custos. Espera-se, em princípio, que o preço do ministério para a eletricidade de concessão aumente com a inflação (33). Com base nas informações disponíveis, o Órgão é da opinião de que as mesmas premissas teriam sido consideradas por um investidor prudente e, por conseguinte, assume que se verificariam grandes alterações para a eletricidade de concessão de preço de custo na análise posterior. Estes custos compensam o fluxo de tesouraria relevante no cálculo do valor da eletricidade de concessão (34).

(80) Uma vez que existem diversas variáveis que podem afetar o nível de saídas de caixa ao longo do tempo, o valor de 0,05 NOK que inclui os custos operacionais e de reinvestimento deve ser avaliado com base nos seus diversos componentes.

(81) Em primeiro lugar, parece evidente que uma central elétrica terá um certo nível de custos operacionais gerais e de manutenção. Considera-se que os custos operacionais e de manutenção de uma central hidroelétrica são relativamente baixos e constantes, situando-se no intervalo 0,02-0,05 NOK por KWh (35). Esta hipótese é corroborada pelos dados dos custos utilizados para determinar o preço do ministério. Em 2000, a compensação segundo este modelo de custos operacionais e de manutenção foi 0,267 NOK por KWh.

(82) Existem outras saídas de caixa relevantes para o cálculo do VAL. No cálculo do preço do ministério de 2000 os impostos foram compensados com 0,021 NOK. Os impostos efetivos cobrados em determinada central dependerão, evidentemente, dos lucros, mas dado que o preço do ministério pretende ser representativo para o custo médio das centrais elétricas tipo na Noruega, parece razoável considerar um custo fiscal de aproximadamente 0,02 NOK por KWh.

(83) A parte final das saídas de caixa no VAL é o custo de reinvestimento que depende crucialmente do calendário e nível das necessidades de reinvestimentos da central elétrica. O Órgão entende que, para fins contabilísticos, a vida económica de uma central hidroelétrica é 40 anos (36), apesar do tempo de vida real poder ser mais longo. O nível de reinvestimento é, em muitos casos, substancial, e consequentemente o calendário de desembolso de dinheiro, como também referido pelas autoridades norueguesas, é da maior importância para os cálculos do VAL. Se o reinvestimento ocorrer no início do período de cálculo, a redução no VAL será significativamente maior do que a verificada se o reinvestimento ocorrer no final do período de cálculo. No entanto, as autoridades norueguesas não facultaram ao Órgão informações relativas às necessidades de reinvestimento das centrais hidroelétricas vendidas em 1999 e 2000 que utilizaram como base de comparação. O Órgão observa que é provável que não estejam prontamente disponíveis e que não sejam fáceis de obter devido à sua idade e natureza presumivelmente sensível do negócio.

(84) Ao ajustar os preços para as centrais hidroelétricas em questão para as duas diferenças mencionadas acima, o período de tempo e a base de custos, as autoridades norueguesas argumentam que o intervalo de preços de 1,66 e 1,74 NOK por KWh é comparável ao preço obtido para a eletricidade de concessão de aproximadamente 1,00 NOK por KWh (37). Como explicado acima, a informação disponível para o Órgão indica que o valor médio da transação para 1999 e 2000 foi um pouco superior a este intervalo (aproximadamente 1,85 NOK). Por conseguinte, o Órgão irá comparar o intervalo de preços de 1,70 a 1,80 NOK por KWh com o preço de 1,00 NOK obtido pelo Narvik.

(85) O primeiro ajustamento seria tornar os preços de vendas permanentes comparáveis com um contrato de 50,5 anos. O Órgão utilizou uma taxa de capitalização de 6 %, o que reduz os valores das vendas permanentes em cerca de 5,5 %. O intervalo de preços comparável obtido nas vendas de centrais elétricas é por conseguinte 1,61-1,70 NOK. A diferença nos fluxos líquidos de tesouraria de 0,61-0,70 NOK por KWh entre os preços da eletricidade de concessão e os custos operacionais de uma central elétrica teria de explicar a diferença a fim de satisfazer o teste do investidor num contexto de economia de mercado e excluir o auxílio.

(86) Como já se mencionou acima, estima-se que os custos operacionais totais se situem no intervalo 0,02-0,05 NOK por KWh mais a estimativa para os impostos de 0,02 NOK por KWh, o que equivale a 0,04-0,07 NOK por KWh. Os reinvestimentos também devem ser tidos em conta; os seus efeitos financeiros dependem do período de tempo e da sua dimensão, sendo, por conseguinte, difíceis de quantificar.

(87) Tendo isso em conta, o Órgão realizou uma análise de sensibilidade sobre a venda de 128 GWh (38) de eletricidade de concessão durante o período de 50,5 anos. O Órgão testou várias combinações de custos e taxas de desconto com taxas nominais depois de deduzida a taxa de desconto dos impostos que variaram entre 5,5 % e 7,5 % e custos totais operacionais entre 0,05 e 0,09 NOK por KWh, como se pode ver no quadro que se segue. Análise de sensibilidade Taxa de desconto 5,5 % 6 % 6,5 % 7 % 7,5 % Custos operacionais 0,05 1,60 1,46 1,34 1,23 1,14 0,06 1,34 1,23 1,12 1,04 0,96 0,07 1,09 0,99 0,91 0,84 0,78 0,08 0,83 0,76 0,70 0,64 0,59 0,09 0,58 0,53 0,48 0,45 0,41

(88) Os resultados estão abaixo do intervalo de 0,61 a 0,70 NOK quando os custos operacionais são 0,09 NOK com qualquer taxa de desconto no intervalo 5,5 % - 7,5 %, ou quando se verifica em simultâneo custos operacionais de 0,08 NOK e a taxa de desconto de 7,5 % ou superior. Nesses cenários, a diferença entre o preço da eletricidade de concessão e os custos operacionais é tão pequena que, quando se calcula o VAL da diferença, não se explica a diferença nos preços mais elevados obtidos nas vendas permanentes das centrais hidroelétricas. No entanto, este caso apenas se verifica em situações em que os custos operacionais, quando os custos de reinvestimento são incluídos, são 60 % a 80 % superiores à estimativa dos custos apresentada pelas autoridades norueguesas.

3. Conclusão e resumo

(89) O Órgão avaliou a questão de saber se o acordo do Narvik com a NEAS conferiria uma vantagem sobre o último com base nas informações fornecidas pelas autoridades norueguesas. O Órgão considerou que as quatro avaliações realizadas por peritos tinham pouco valor. Existem inúmeras incertezas inerentes à evolução dos preços da eletricidade durante períodos mais longos. Os contratos de fornecimento de eletricidade de longo prazo sem cláusulas de ajustamento de preços são pouco usuais.

(90) A isto acresce que não é óbvio que a venda de centrais elétricas, enquanto tal, possa ser comparada com a venda de eletricidade de concessão uma vez que uma venda permanente é uma decisão final para a qual o risco sobre o valor infinito ou futuro deve ser avaliado. Não é o caso da venda de eletricidade de concessão, onde a duração ideal do contrato em termos de risco e valor pode ser diferente.

(91) No entanto, o Órgão tomou conhecimento das circunstâncias particulares do caso, incluindo o facto de o Narvik ter sofrido perdas com a venda de eletricidade de concessão anteriores à celebração do contrato de 50,5 anos com a NEAS, em conjugação com o facto de o Município necessitar de liquidez para conseguir pagar a sua dívida e realizar o investimento previsto na NEAS.

(92) À luz destas circunstâncias particulares, o Órgão aceita o argumento de que a transação em causa, apesar da sua longa duração e da incerteza sobre os preços futuros da eletricidade, é comparável com as vendas de centrais hidroelétricas realizadas em 1999 e 2000. Assim, o Órgão aceita, para este caso particular, que os preços praticados na venda de centrais hidroelétricas constituem um substituto adequado para o preço de mercado na venda de longo prazo dos direitos à eletricidade de concessão em questão. Com base nas evidências apresentadas ao Órgão pelas autoridades norueguesas, e nas explicações sobre as diferenças relevantes, ao que tudo indica o Narvik obteve um preço comparável ao verificado nas vendas das centrais elétricas em 1999 e 2000.

(93) Tendo por base estes elementos, o Órgão, no cômputo geral, chegou à conclusão de que Narvik, quando celebrou o contrato com a NEAS para a venda do seu direito à eletricidade de concessão, agiu em conformidade com o seu poder discricionário como um investidor numa economia de mercado.

(94) Assim, não se pode considerar que o contrato confere uma vantagem para a NEAS, não constituindo, consequentemente, um auxílio estatal na aceção do artigo 61.o do Acordo EEE.

APROVOU A PRESENTE DECISÃO:

Artigo 1.o

A venda do direito do Município de Narvik à eletricidade de concessão à Narvik Energi AS não constitui um auxílio estatal na aceção do artigo 61.o do Acordo EEE.

Artigo 2.o

O destinatário da presente Decisão é o Reino da Noruega.

Artigo 3.o

Apenas faz fé o texto em língua inglesa da presente decisão.

Feito em Bruxelas, em 19 de junho de 2013. Pelo Órgão de Fiscalização da EFTA Oda Helen SLETNES Presidente Sabine MONAUNI-TÖMÖRDY Membro do Colégio

(1) Publicado no JO C 121 de 26.4.2012, p. 25 e no Suplemento EEE n.o 23 de 26.4.2012, p. 1.

(2) Referência n.o 504391.

(3) Referência n.o 519710.

(4) Referência n.o 532247-532256.

(5) Referência n.o 626050.

(6) Ver nota 1.

(7) Referência n.o 635920.

(8) Referência n.o 639486.

(9) Referências n.o 655297-655305.

(10) 1917.12.14 n.o 16 Lov om erverv av vannfall mv. (Industrikonsesjonsloven) («Lei do Licenciamento Industrial»).

(11) 1917.12.14 n.o 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) «Lei de Regulamentação das Quedas de Água»).

(12) Secção 2 (12) (1) da Lei do Licenciamento Industrial.

(13) Lei do Licenciamento Industrial, Secção 2 (12) (7).

(14) Aparentemente o DS1, o DS2 e os relatórios da DT cobrem a eletricidade de concessão de preço do ministério produzida por Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann e Norddalen. Apesar do relatório DS2 não indicar explicitamente o volume de eletricidade de concessão avaliada, não há nada que indique que este não cobre o mesmo volume do indicado no relatório DS1. O relatório da AA cobre a produção das mesmas centrais com exceção de Taraldsvik.

(15) Com um valor de referência de 87,7 milhões de NOK.

(16) JO L 137 de 8.6.2000, p. 28.

(17) 1997.6.13 n.o 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) («Lei das Sociedades de Responsabilidade Limitada»).

(18) Processo C-39/94 SFEI v La Poste [1996] ECR I-3547, ponto 60.

(19) O princípio do investidor num contexto de economia de mercado é descrito de forma mais aprofundada nas orientações do Órgão sobre a aplicação das disposições relativas aos auxílios estatais às empresas públicas na indústria transformadora (JO L 274 de 26.10.2000, p. 29).

(20) Comparar as Orientações do Órgão sobre a aplicação das regras relativas aos auxílios estatais à compensação concedida pela prestação de serviços de interesse económico geral (ainda não publicado no JO, disponível no sítio Web do Órgão: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), ponto 68.

(21) O preço de aquisição de 120 milhões de NOK acordado para 116,3 GWh de eletricidade de concessão de preço do ministério é idêntico ao valor médio do intervalo estimado do VAL apresentado no relatório da DT (110-130 milhões de NOK) e no relatório DS2 (100 -140 milhões de NOK). Além disso, o preço está acima do valor médio do intervalo indicado no relatório DS1 (80-145 milhões de NOK) e o preço excede o intervalo indicado no relatório da AA (71,4-117,4 milhões de NOK para 115,3 GWh de eletricidade de concessão de preço do ministério).

(22) Uma avaliação de peritos independentes que satisfaça os critérios relevantes da VDT nem sempre pode ser considerada uma verdadeira expressão do preço de mercado de uma propriedade ou imóvel, ver Decisão do Órgão n.o 157/12/COL relativa à venda de terrenos gnr 271/8 pelo Município Oppdal (JO L 350 de 9.5.2012, p. 109), secção II.6.2.

(23) Além disso, o Órgão observa que os quatro relatórios não avaliam o valor de 11,3 GWh de eletricidade de concessão de preço de custo. O Órgão também não dispôs de uma avaliação realizada por peritos independentes a avaliar o valor da eletricidade de concessão. As autoridades norueguesas apenas explicaram que o preço de 6 milhões de NOK para esta eletricidade de concessão foi acordado por via de negociações entre o Narvik e a NEAS. Estas circunstâncias não permitem que o Órgão proceda à avaliação da venda de 11,3 GWh de eletricidade de concessão de preço de custo de acordo com os princípios da VDT. Além disso, a AA não tem em conta o valor da produção de eletricidade da Taraldsvik (1 GWh).

(24) Processos apensos T-80/06 e T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Comissão [ainda não publicados], ponto 65-69.

(25) Processos apensos T-80/06 e T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Comissão [ainda não publicados], ponto 68-69.

(26) Ver Decisão da Comissão no Processo C 41/05 Auxílios estatais concedidos pela Hungria através de Contratos de Aquisição de Eletricidade (JO L 225 de 27.8.2009, p. 53), ponto 200.

(27) Dada uma taxa de capitalização de 4 %, a redução real no valor seria de aproximadamente 14 %.

(28) Valor nominal refere-se a um valor económico expresso em unidades de uma moeda num determinado ano. Em contrapartida, o valor real ajusta o valor nominal para retirar os efeitos das variações de preços no nível geral de preços (inflação) ao longo do tempo.

(29) Manual da NVE n.o 1 de 2007 Kostnader ved Produksjon av kraft og varme, disponível no seguinte endereço: http://www.nve.no/Global/Konsesjoner/Fjernvarme/handbok1-07.pdf

(30) Valor retirado do seguinte livro: Thor Falkanger e Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, página 349.

(31) Ver o relatório da AA e os diversos relatórios que este refere.

(32) Ver, por exemplo: Frode Kjærland Norsk vannkraft – «arvesølv solgt på billigsalg»? De 2009, disponível no seguinte endereço: http://www.magma.no/norsk-vannkraft-arvesoelv-solgt-paa-billigsalg

(33) Ver o relatório da DT, secção 4.3.1.

(34) Além do custo de alimentação, mas será equivalente para o cenário de venda de centrais elétricas e pode, por conseguinte, não ser considerado na análise.

(35) Manual da NVE n.o 1 de 2007 secção 4.2.3 e relatório Sweco Grøner n.o 154650-2.007.1 citado em Ot.prp. n.o 107 (2008-2009) secção 4.4, quadro 4.2, disponível no seguinte endereço: http://www.regjeringen.no/nn/dep/oed/dokument/proposisjonar-ogmeldingar/odelstingsproposisjonar/-2008-2009/otprp-nr-107-2008-2009-/4/4.html?id=569864

(36) Manual da NVE n.o 1 de 2007 secção 4.2.2, ref 2.2.

(37) Ex. preço de venda de 126 milhões de NOK dividido por 128 GWh de eletricidade anual da concessão.

(38) O Órgão utilizou 0,10 NOK como preço do ministério e, para simplificar, 0,15 NOK como preço de custo, ver o ponto (14) acima.