CELEX: E2013C0258(01)
Language: bg
Date: 2013-06-19 00:00:00
Title: Решение на Надзорния орган на ЕАСТ № 258/13/COL от 19 юни 2013 година за закриване на официалната процедура по разследване относно продажбата на правата на община Narvik на концесионна електроенергия на Narvik Energi AS ( „NEAS“ ) (Норвегия)

19.12.2013   
            
            
               BG
            
            
               Официален вестник на Европейския съюз
            
            
               L 343/63
            
         РЕШЕНИЕ НА НАДЗОРНИЯ ОРГАН НА ЕАСТ
   № 258/13/COL
   от 19 юни 2013 година
   за закриване на официалната процедура по разследване относно продажбата на правата на община Narvik на концесионна електроенергия на Narvik Energi AS („NEAS“) (Норвегия)
   НАДЗОРНИЯТ ОРГАН НА ЕАСТ („Надзорният орган“),
   КАТО ВЗЕ ПРЕДВИД Споразумението за Европейското икономическо пространство (наричано по-нататък „Споразумението за ЕИП“), и по-специално членове 61—63 от него и Протокол 26 към него,
   КАТО ВЗЕ ПРЕДВИД Споразумението между държавите от ЕАСТ за създаване на надзорен орган и съд (наричано по-нататък „Споразумението за надзор и съд“), и по-специално член 24 от него,
   КАТО ВЗЕ ПРЕДВИД Протокол 3 към Споразумението за надзор и съд (наричан по-нататък „Протокол 3“), и по-специално член 7, параграф 2 и член 13, параграф 1 от част II,
   КАТО покани заинтересованите страни да представят мненията си в съответствие с посочените по-горе разпоредби (1) и като взе предвид техните мнения,
   като има предвид, че:
   I.   ФАКТИ
   
   1.   Процедура
   
   
               (1)
            
            
               С писмо от 7 януари 2009 г. бе подадена жалба срещу община Narvik (наричана по-нататък „Narvik“) относно продажбата на правата на община Narvik на концесионна електроенергия на Narvik Energi AS („NEAS“). Писмото бе получено и регистрирано от Надзорния орган на 14 януари 2009 г. (2). С писмо от 16 юли 2009 г. (3) Надзорният орган поиска допълнителна информация от норвежките органи. С писмо от 2 октомври 2009 г. (4) норвежките органи отговориха на искането за информация.
            
         
               (2)
            
            
               На 14 декември 2011 г. Надзорният орган откри процедурата, предвидена в член 1, параграф 2 от част I на Протокол 3 към Споразумението за надзор и съд, като прие Решение № 393/11/COL („Решение 393/11/COL“). С писмо от 23 февруари 2012 г. (5) норвежките органи представиха своето мнение относно решението.
            
         
               (3)
            
            
               На 26 април 2012 г. решението бе публикувано в Официален вестник на Европейския съюз и в притурката за ЕИП към него (6). С електронно писмо от 25 май 2012 г. (7) Надзорният орган получи мнението на една заинтересована страна. Надзорният орган го препрати на норвежките органи с електронно писмо от 28 юни 2012 г. (8). Норвежките органи предоставиха допълнителна информация с писмо от 30 ноември 2012 г. (9).
            
         2.   Жалбата
   
   
               (4)
            
            
               Жалбоподателят твърди, че чрез сключването на договор с NEAS за продажба на годишни права на концесионна електроенергия за срок от 50,5 години община Narvik е продала своите права на концесионна електроенергия на цена, която е значително по-ниска от пазарната цена, и по този начин е предоставила неправомерна държавна помощ на NEAS.
            
         
               (5)
            
            
               Освен това жалбоподателят твърди, че решението за сключване на договора е било прието от общинския съвет на Narvik въз основа на невярна и/или непълна информация. Твърди се, че експертни доклади от решаващо значение за продължителността на договора и присъщите трудности при установяването на пазарната цена за електроенергията не са били разкрити на общинския съвет преди да се вземе решение за сключване на договора.
            
         3.   Режимът за концесионна електроенергия в Норвегия
   
   
               (6)
            
            
               В Норвегия обикновено се изисква концесия за експлоатацията на по-големи водноелектрически централи. Електроцентралите, които притежават концесии за експлоатация на водни падове, са длъжни да продават определен дял от своето годишно производство на общината, на чиято територия са разположени. Обемът на електроенергията, която общината има право да закупува, се нарича концесионна електроенергия. Тази система е определена в раздел 2, параграф 12 от Закона за индустриално лицензиране (10) и раздел 12, параграф 15 от Закона за регулиране на водните падове (11).
            
         
               (7)
            
            
               Законодателната обосновка гласи, че на общините следва да се осигури достатъчно снабдяване с електроенергия на справедлива цена и поради това обемът на концесионната електроенергия се определя въз основа на общите потребности от снабдяване с електроенергия на всяка отделна община (12), като той може да достига десет процента от годишното производство на електроцентралата. Ограничения относно използването на концесионната електроенергия от общините обаче не се налагат. Така общините могат да използват, продават или по друг начин да разполагат с тази електроенергия според своята преценка.
            
         
               (8)
            
            
               Правото не означава, че общините са длъжни да изкупуват концесионната електроенергия. За концесии преди 1983 г. като цяло се прилага уговорка, че ако дадена община е решила да не упражни своето право относно концесионната електроенергия, тя губи това право в бъдеще.
            
         
               (9)
            
            
               В законодателството са определени два режима за определяне на цената във връзка с концесионната електроенергия: първият е за концесии, предоставени преди 10 април 1959 г., а вторият е за концесии, предоставени на 10 април 1959 г. или след това.
            
         
               (10)
            
            
               За концесии, предоставени преди 10 април 1959 г., цената на концесионната електроенергия се изчислява като функция на себестойността на конкретната електроцентрала плюс премия в размер на 20 %. Този модел продължава да се прилага по отношение на концесии, предоставени преди 10 април 1959 г., и по-нататък се нарича „модел за определяне на цената въз основа на себестойността“. Концесионната електроенергия, която се продава в съответствие с този модел за определяне на цената, се нарича по-нататък „концесионна електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността“.
            
         
               (11)
            
            
               За концесии, предоставени след 10 април 1959 г., цената на концесионната електроенергия се определя от Министерство на енергетиката и петрола въз основа на средните разходи за представителна извадка от водноелектрическите централи в държавата. Този метод за определяне на цената се нарича по-нататък „метод за определяне на цената от министерството“. Концесионната електроенергия, която се продава в съответствие с този модел за определяне на цената, се нарича по-нататък „концесионна електроенергия с определена от министерството цена“.
            
         
               (12)
            
            
               В Закона за индустриално лицензиране се предвижда, че правото на общините на концесионна електроенергия може да бъде преразгледано от норвежката Дирекция за водни ресурси и енергия (наричана по-нататък „NVE“) 20 години след предоставяне на концесията (13). Норвежките органи обясниха, че макар че процесът на преглед може да доведе до прецизиране на обема на концесионната електроенергия от страна на NVE, той не може да доведе до съществени промени в правото на общината на концесионна електроенергия. Повечето права на Narvik на концесионна електроенергия подлежат на преразглеждане през 2019 г.
            
         
               (13)
            
            
               Общините поемат разходите за подаването на концесионната електроенергия в електроенергийната мрежа.
            
         4.   Концесионна електроенергия на Narvik
   
   
               (14)
            
            
               Годишно Narvik има право на общо около 128 GWh концесионна електроенергия, от които цената на приблизително 116,3 GWh се определя съгласно метода за определяне на цената от министерството, а цената на останалите приблизително 11,7 GWh се определя въз основа на себестойността. Норвежките органи обясниха, че определената от министерството цена през 2000 г. е била приблизително 0,10 NOK и че съответната себестойност на електроенергията, произведена от Håkvik и Nygård през 2000 г., е била между 0,14 NOK и 0,178 NOK.
               
                           Собственик на електроцентралата към момента на транзакцията
                        
                        
                           Електроцентрала
                        
                        
                           Прибл. GWh/годишно
                        
                        
                           Метод за определяне на цената
                        
                     
                           NEAS
                        
                        
                           Håkvik и Nygård
                        
                        
                           11,7
                        
                        
                           Себестойност
                        
                     
                           NEAS
                        
                        
                           Taraldsvik
                        
                        
                           1,0
                        
                        
                           Определена от министерството цена
                        
                     
                           Nordkraft
                        
                        
                           Sildvik
                        
                        
                           20,9
                        
                        
                           Определена от министерството цена
                        
                     
                           Statkraft
                        
                        
                           Skjomen, Båtsvann и Norddalen
                        
                        
                           94,4
                        
                        
                           Определена от министерството цена
                        
                     
         5.   Narvik Energi AS („NEAS“)
   
   
               (15)
            
            
               Дружеството NEAS е разположено в община Narvik в област Nordland. То произвежда и продава електроенергия. До 2001 г. NEAS е било притежавано изцяло от община Narvik. През 2001 г. Narvik продаде 49,99 % от своя дял на две дружества за електроенергия, Vesterålskraft AS и Hålogalandskraft AS.
            
         
               (16)
            
            
               След сливане през 2006 г. и промяна на наименованието през 2009 г. понастоящем NEAS е част от дружеството Nordkraft AS (наричано по-нататък „Nordkraft“).
            
         6.   Събития, довели до продажбата на концесионна електроенергия
   
   
               (17)
            
            
               До края на 1998 г. Narvik е продавала своите годишни права на приблизително 128 GWh на NEAS съгласно краткосрочни или по-дългосрочни договори. В началото на 1999 г. обаче, след като не успя да постигне споразумение с NEAS, Narvik продаде своята концесионна електроенергия на спотови цени на фондовата борса.
            
         
               (18)
            
            
               През март 1999 г. общината организира тръжна процедура за продажбата на своята концесионна електроенергия за останалата част от 1999 г. На 30 март 1999 г. Narvik сключи договор с оферента, предлагащ най-висока цена — Kraftinor AS. Цената беше 109,50 NOK/MWh. Тъй като Narvik бе закупила концесионната електроенергия на цена 111,10 NOK/MWh плюс разходите за подаване на електроенергия в размер на 20 NOK/MWh, общината понесе загуба в размер на приблизително 2,3 млн. NOK по този договор. Първоначално Narvik е очаквала печалба в размер на 3,5 млн. NOK.
            
         
               (19)
            
            
               На 19 октомври 1999 г. изпълнителният комитет към общинския съвет (наричан по-нататък „изпълнителният комитет“) отправи препоръка до общинския съвет, съгласно която общата цел за разпореждане с концесионната електроенергия на общината следва да бъде увеличаване до максимум на възвръщаемостта в дългосрочен план с цел постигане на солидна перспектива за планиране. Предложената стратегия за постигане на тази цел съдържаше четири елемента:
               
                           1)
                        
                        
                           концесионната електроенергия се продава на оферента, предлагащ най-висока цена по дългосрочни договори с фиксирана възвръщаемост, но с клаузи за регулиране, съгласно които се осигурява допълнителна възвръщаемост, ако цените са значително по-високи от прогнозираните цени в обхванатия от договора период;
                        
                     
                           2)
                        
                        
                           концесионната електроенергия се продава по различни договори с различна продължителност за диверсифициране на риска;
                        
                     
                           3)
                        
                        
                           кметът се упълномощава да сключва споразумения съгласно стратегията, приета от общинския съвет; и
                        
                     
                           4)
                        
                        
                           постъпленията от продажбата на концесионна електроенергия се депозират във фонд, средствата от който се изразходват в съответствие с решения на общинския съвет.
                        
                     
         
               (20)
            
            
               Общинският съвет одобри препоръката на изпълнителния комитет с една промяна, предложена от кмета и одобрена като изменение към стратегията: вместо кметът изрично да „се упълномощава да сключва споразумения съгласно стратегията, приета от общинския съвет“, в окончателното решение се посочва, че „като първа стъпка за изпълнение на тази стратегия NEAS е поканено да се обсъди неговият интерес по този въпрос, както е посочено в неговото писмо до общината от 9 ноември“.
            
         
               (21)
            
            
               В писмо от NEAS от 9 ноември 1999 г. се поставя под въпрос предложената стратегия концесионната електроенергия да се продава по различни договори с различна продължителност за диверсифициране на риска. Вместо това NEAS предложи един дългосрочен договор („например 50 години“) и заяви готовност за включване на клауза за корекция на цената в договора с Narvik.
            
         
               (22)
            
            
               Освен това в писмо от 15 април 1999 г. NEAS заяви своя интерес да сключи дългосрочен договор относно концесионната електроенергия, основно чрез закупуване с авансово плащане на еднократна сума или алтернативно като дългосрочен лизинг — с първоначално предложение за 60 години — с годишни плащания в полза на Narvik.
            
         
               (23)
            
            
               Освен въпроса с концесионната електроенергия са обсъдени също бъдещата роля на NEAS на пазара и ролята на Narvik като собственик на NEAS.
            
         
               (24)
            
            
               Според норвежките органи в онзи момент NEAS е в ситуация, в която се наблюдава широкообхватно регионално консолидиране сред дружествата за електроенергия и навлизането на национални/международни оператори на местните пазари. NEAS е трябвало да подсили своята капиталова база, за да придобие дялове в други дружества за електроенергия, по-специално Nordkraft AS. Освен това NEAS е подписало писма за намерение с Hålogaland Kraft AS и Vesterålskraft AS за създаването на регионално производствено дружество и регионално дружество за пренос на електроенергия. Било е планирано тези промени да се осъществят на 1 януари 2001 г. За да може NEAS да извърши тези транзакции с комбинация от собствен и заемен капитал, от Narvik — единственият собственик на NEAS — се е очаквало да влее допълнителен капитал в NEAS.
            
         
               (25)
            
            
               На проведено на 16 декември 1999 г. заседание на общинския съвет е взето решение собствеността на общината в NEAS, капиталовите нужди на дружеството и разпореждането с концесионната електроенергия да бъдат оценени заедно от преговарящ екип, състоящ се от кмета, заместник-кмета, лидера на опозицията, както и директора, заместник-директора и ръководителя, отговарящ за обществените поръчки към общинската администрация (наричан по-нататък „преговарящият екип“).
            
         7.   Външни оценки
   
   
               (26)
            
            
               NEAS възложи изготвянето на два доклада на Arthur Andersen (наричано по-нататък „AA“) и Deloitte & Touche (наричано по-нататък „DT“), за да определи стойността на концесионната електроенергия с определена от министерството цена. В доклада на AA се прилага методика за настояща нетна стойност („ННС“), но не се описват подробно залегналите в основата предположения. В доклада на DT също се използва методика за ННС, но съответните предположения и изчисления се описват по-подробно отколкото в доклада на AA. Например в доклада на DT се обяснява подробно как е определена изискваната възвръщаемост въз основа на модела за оценка на капиталовите активи („CAPM“) и как е определена среднопретеглената цена на капитала („WACC“). Освен това анализът съдържа подробно описание на изчислението на концесионната цена и включва анализ на чувствителността въз основа на постепенно увеличаване на цената на електроенергията и WACC.
            
         
               (27)
            
            
               Narvik възложи изготвянето на два доклада на Danske Securities (наричани по-нататък „DS1“ и „DS2“). По отношение на първия доклад, DS1, на Danske Securities бе възложено да оцени дали общината следва да продаде своите права на концесионна електроенергия на пазара или да ги прехвърли на NEAS. В DS1 Danske Securities по своя инициатива представи прогноза за стойността на правото на концесионна електроенергия за срок от 50 години. Освен своите предположения за развитието на цените на електроенергията в бъдеще Danske Securities представи и ограничени насоки относно това как е била изчислена стойността на правото на концесионна електроенергия.
            
         
               (28)
            
            
               В DS2 Danske Securities поиска от три оператора на пазара да представят своите прогнози по отношение на цените и разходите: CBF Kraftmegling AS (наричано по-нататък „CBF“), Norwegian Energy Brokers AS (наричано по-нататък „NEB“) и Statkraft SF (наричано по-нататък „Statskraft“). Въз основа на тези прогнози Danske Securities изчисли приблизителната пазарна стойност на правото на концесионна електроенергия. Съгласно прогнозата на CBF стойността в основния сценарий възлиза на 127 млн. NOK. Съгласно прогнозата на NEB стойността в основния сценарий възлиза на 75 млн. NOK. Тъй като NEB не бе коригирало своите прогнози по отношение на цените и разходите с процента на инфлация, Danske Securities подчерта, че не счита неговата прогноза за надеждна. Съгласно прогнозата на Statkraft изчислената стойност бе в диапазона 115—140 млн. NOK. Въз основа на тези три оценки Danske Securities заключи, че прогнозната ННС на правото на концесионна електроенергия е в диапазона 100—140 млн. NOK.
            
         
               (29)
            
            
               Четирите доклада са обобщени в таблицата по-долу. По-нататък в решението тези доклади се наричат заедно „четирите доклада“.
               
                           Доклад
                        
                        
                           Автор на доклада
                        
                        
                           Дата на доклада
                        
                        
                           Докладът е възложен от
                        
                        
                           Оценен обем на концесионната електроенергия (в GWh) (14)
                           
                        
                        
                           Срок (в години)
                        
                        
                           Прогнозна ННС (в млн. NOK)
                        
                     
                           AA
                        
                        
                           Arthur Andersen
                        
                        
                           20.5.1999 г.
                        
                        
                           NEAS
                        
                        
                           115,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           71,4—117,4 (15)
                           
                        
                     
                           DS1
                        
                        
                           Danske Securities
                        
                        
                           14.2.2000 г.
                        
                        
                           Narvik
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           80—145
                        
                     
                           DS2
                        
                        
                           Danske Securities
                        
                        
                           23.2.2000 г.
                        
                        
                           Narvik
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           100—140
                        
                     
                           DT
                        
                        
                           Deloitte & Touche
                        
                        
                           3.5.2000 г.
                        
                        
                           NEAS
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50,5
                        
                        
                           110—130
                        
                     
         8.   Вътрешни оценки
   
   
               (30)
            
            
               В допълнение към външните консултации ръководителят за обществените поръчки в община Narvik направи свои собствени оценки.
            
         
               (31)
            
            
               В първата оценка, представена на изпълнителния комитет през октомври 1999 г., той заключи, че общият риск за общината е висок за дългосрочните договори, които се определят като договори с продължителност между 10 и 40 години.
            
         
               (32)
            
            
               Във втората му оценка, представена на преговарящия екип на 16 март 2000 г., бяха обсъдени различни варианти за разпореждане с концесионната електроенергия. Към този момент обаче преговарящият екип вече бе ограничил обхвата на своя мандат единствено до оценка на риска, момент на сетълмент, данъчни последствия и увеличаване до максимум на печалбите по отношение на трите сценария (като всички те са включвали прехвърляне на правото на концесионна електроенергия от Narvik на NEAS за срок от 50 години и намаляване на дяла на общината в NEAS). Независимо от това в своята втора оценка ръководителят за обществените поръчки отново се насочи към значението на продължителността на договора. Неговата оценка на маржовата стойност на правото на концесионна енергия във времето гласеше, че „…сключването на договор с много голяма продължителност, като например 50 години, ни дава твърде малко допълнителна стойност като продавачи в сравнение с по-краткосрочен договор (например 20 години с 83 млн. NOK)“.
            
         
               (33)
            
            
               След вътрешни обсъждания на предимствата и недостатъците на дългосрочния договор преговарящият екип отправи своята препоръка към общинския съвет, в която препоръча договор с продължителност от 50,5 години като подходящ за намаляване на риска за общината и осигуряване на дългосрочна перспектива за планиране.
            
         9.   Продажбата на концесионна електроенергия
   
   
               (34)
            
            
               Целта на NEAS бе да закупи единствено онези 116,3 GWh концесионна електроенергия, чиято цена се определя от министерството. В преговорите с дружеството обаче Narvik настоя, че нейното право на концесионна електроенергия трябва да се купи като пакет и че оставащите 11,7 GWh концесионна електроенергия, чиято цена се определя въз основа на себестойността, трябва да бъдат продадени заедно с концесионната електроенергия с определена от министерството цена.
            
         
               (35)
            
            
               През май 2000 г. страните в крайна сметка се договориха всичките 128 GWh концесионна електроенергия да бъдат включени в споразумението и NEAS да заплати 120 млн. NOK за концесионната електроенергия с определена от министерството цена и 6 млн. NOK за концесионната електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността.
            
         
               (36)
            
            
               На 25 май 2000 г. общинският съвет взе официално решение, съгласно което общината следва да продаде своето годишно право на 128 GWh концесионна електроенергия на NEAS за 50,5 години за 126 млн. NOK.
            
         
               (37)
            
            
               На 16 октомври 2000 г. Narvik и NEAS формализираха споразумението, като сключиха договор, съгласно който Narvik продаде правото на концесионна електроенергия при горепосочените условия. В договора не бе включен механизъм за коригиране на цената и парите трябваше да бъдат платени авансово като еднократна сума.
            
         
               (38)
            
            
               На 29 ноември 2000 г. Narvik и NEAS сключиха допълнително споразумение, съгласно което NEAS се ангажира да плати на Narvik 60 млн. NOK в брой за закупуването на правото на концесионна електроенергия, а останалите 66 млн. NOK да бъдат платени като капиталова вноска в натура, която да бъде внесена в NEAS (към онзи момент изцяло притежавано от общината).
            
         10.   Продажба на дялове на NEAS
   
   
               (39)
            
            
               През 2001 г. Narvik продаде 49,99 % от своя дял в NEAS на Vesterålskraft AS и Hålogalandskraft AS.
            
         11.   Мнение на норвежките органи
   
   
               (40)
            
            
               Норвежките органи са на мнение, че договорът с NEAS е бил сключен при пазарни условия. На първо място, те подчертават, че споразумението е било сключено, тъй като Narvik е била в затруднено финансово положение и се е нуждаела от ликвиден капитал. На второ място, NEAS е изпитвало нужда от рекапитализация, за да преструктурира дружеството с цел създаване на по-голямо регионално дружество. На последно място, в момента на сключване на договора общината е продавала концесионната електроенергия на загуба, тъй като цената на концесионната енергия е била по-висока от цената, получавана на пазара. Например в периода април—декември 1999 г. Narvik е отчела загуба в размер на 2,3 млн. NOK от продажбата на концесионна електроенергия.
            
         
               (41)
            
            
               Що се отнася до въпроса с регулаторния риск, норвежките органи обясниха, че NEAS е поело целия риск.Те твърдят, че рискът вероятно е свързан с намаляване, а не с увеличаване на обема на концесионната електроенергия, което би довело до намаляване на вероятността за наличие на държавна помощ.
            
         
               (42)
            
            
               Норвежките органи твърдят, че подходящият пазарен критерий за споразумението за 50,5 години е окончателната продажба на цяла електроцентрала и че заплатената от NEAS цена, коригирана в съответствие с приложимите разлики, е в съответствие с ценовите равнища за продажбата на електроцентрали през същия период.
            
         
               (43)
            
            
               По отношение на данните за цените от продажби на електроцентрали през 2000 г. норвежките органи се позовават на т.нар. преглед в реално време на пазара на електроенергия за 2000 г., извършен от Pareto (наричан по-нататък „прегледът Pareto“). В този преглед изглежда, че пазарните цени, на които са били продавани електроцентрали през 2000 г., са били в рамките на 1,64—1,77 NOK/KWh годишна производствена мощност. Продажбата на правото на концесионна електроенергия от страна на Narvik се равнява на приблизително 1,00 NOK/KWh годишна производствена мощност. Според норвежките органи разликата между тези стойности може да се обясни със следните фактори.
            
         
               (44)
            
            
               Първо, през 2000 г. обичайните оперативни разходи, включително текущи реинвестиции (без амортизация) за по-нова електроцентрала, са били около 0,05 NOK/KWh годишно (плюс разходите за подаване на електроенергия). Очакваното текущо плащане на NEAS е включвало два аспекта: около 0,10 NOK/KWh годишно (плюс разходите за подаване на електроенергия) за концесионната електроенергия с определена от министерството цена, и 0,14—0,178 NOK/KWh (плюс разходите за подаване на електроенергия) годишно за концесионната електроенергия съгласно режима отпреди 10 април 1959 г. През 2000 г. очакваната пазарна цена е била приблизително 0,12 NOK/KWh. Така сценарият от 2000 г. е щял да доведе до нетна печалба в размер на 0,07 NOK/KWh за собственик на електроцентрала в сравнение с 0,02 NOK/KWh за концесионна електроенергия. Към момента на сключване на договора прогнозната цена за 2010 г. е била 0,20 NOK. Въз основа на тази прогноза сценарият за 2010 г. би довел до нетна печалба в размер на 0,15 NOK/KWh за собственик на електроцентрала в сравнение с 0,10 NOK/KWh за концесионна електроенергия.
            
         
               (45)
            
            
               Второ, норвежките органи твърдят, че продажните цени на петте електроцентрали в прегледа Pareto трябва да бъдат намалени с приблизително 10—15 %, когато се прилага ставка на капитализация в размер на 4 %, за да се компенсира разликата между капитализацията за неограничен период (коефициент на капитализация 25) и за срок от 50 години (коефициент на капитализация 21,48).
            
         
               (46)
            
            
               Норвежките органи добавят, че първите години оказват най-голямо въздействие върху изчисляването на ННС и че големите разходи за реинвестиране, свързани със собствеността, обичайно се проявяват на по-късен етап и поради това не оказват почти никакъв ефект на намаляване върху изчисляването на ННС.
            
         
               (47)
            
            
               Като вземат това предвид, норвежките органи твърдят, че съществува тясна връзка между, от една страна, продажбите на електроцентрали на цена в размер на приблизително 1,64—1,77 NOK/KWh годишна производствена мощност и, от друга страна, наемането на електроцентрали (плащането за достъп до електроенергия за срок от 50,5 години) в размер на приблизително 1,00 NOK за KWh концесионна електроенергия.
            
         
               (48)
            
            
               Ето защо норвежките органи твърдят, че сравнението, при което се правят корекции за отчитане на тези фактори, демонстрира, че заплатената от NEAS цена за концесионната електроенергия е била съпоставима с продажната цена на електроцентралите през същия период. Те добавят, че заключението относно ценовото равнище се подкрепя от доклада на DT и двата доклада на DS, които са били изготвени преди сключването на споразумението за концесионната електроенергия за срок от 50,5 години.
            
         
               (49)
            
            
               Като се позовават на насоките на Надзорния орган относно елементите на държавна помощ при продажба на земя и сгради от публични органи (наричани по-нататък „SOL“) (16), норвежките органи твърдят, че конкурентната и безусловна тръжна процедура е само един от методите, които Надзорният орган признава във връзка с определянето на пазарната цена при продажбата на публични активи. Норвежките органи подчертават, че в SOL Надзорният орган също така признава, че пазарна цена без наличието на държавна помощ може да се определи въз основа на независима експертна оценка. Норвежките органи отбелязват, че докладът на DT и двата доклада на DS са били изготвени преди сключването на договора за 50,5 години. Във втория доклад на DS стойността е била определена въз основа на „пряко проучване на пазара“, което според норвежките органи е довело до допитване до участниците на пазара, подобно на проучването при тръжна процедура. Норвежките органи също така отбелязват, че крайната цена е била в горната граница, определена от трите оценки.
            
         
               (50)
            
            
               Норвежките органи също така твърдят, че е било уместно да не се включва клауза за коригиране на цената, тъй като покупната цена е била платена като еднократна сума, а не на редовни вноски. Норвежките органи твърдят, че тъй като продажбата е била уредена авансово — отчасти в пари в брой и отчасти като вноска в натура — подобно на окончателна продажба на електроцентрала, би било „неестествено и много необичайно“ да се включи механизъм за коригиране на цената. Освен това норвежките органи твърдят, че поради модела за вноска в натура една последваща корекция вероятно би била неправомерна съгласно разпоредбите на Закона за дружествата с ограничена отговорност (17).
            
         12.   Мнения на трети страни
   
   
               (51)
            
            
               Една трета страна, NEAS (понастоящем Nordkraft), представи своето мнение относно Решение 393/11/COL. По същество NEAS споделя мнението на норвежките органи.
            
         II.   ОЦЕНКА
   
   1.   Наличие на държавна помощ
   
   
               (52)
            
            
               Член 61, параграф 1 от Споразумението за ЕИП гласи следното:
               
                  „Освен изключенията, предвидени в настоящото споразумение, за несъвместими с функционирането му се считат помощите, отпускани от държавите — членки на ЕС, от държавите от ЕАСТ или отпускани чрез държавни ресурси, под каквато и да е форма, доколкото те засягат търговията между договарящите се страни, които нарушават или заплашват да нарушат конкуренцията между договарящите се страни, като подпомагат някои предприятия или производства.“
               
            
         
               (53)
            
            
               От тази разпоредба следва, че за да бъде заключено, че е налице държавна помощ, мярката трябва да води до икономическо предимство за получателя. По-нататък Надзорният орган оценява въпроса с наличието на такова икономическо предимство в настоящия случай.
            
         2.   Икономическо предимство
   
   
               (54)
            
            
               Съдът на Европейския съюз постанови, че за да се потвърди, че дадена държавна мярка представлява помощ, е необходимо да се определи дали получаващото предприятие получава икономическо предимство, което не би получило при нормални пазарни условия (18). За да оцени наличието на икономическо предимство Надзорният орган прилага принципа на (хипотетичен) частен инвеститор в условията на пазарна икономика (19).
            
         
               (55)
            
            
               Ако въпросната сделка е била извършена в съответствие с принципа на частния инвеститор в условията на пазарна икономика, т.е. ако общината е продала правото на концесионна енергия на неговата пазарна стойност и цената и условията на сделката са били приемливи за разумен частен инвеститор в условията на пазарна икономика, сделката не би довела до икономическо предимство за NEAS и следователно няма да включва предоставянето на държавна помощ. От друга страна, може да е налице държавна помощ, ако сделката не е била осъществена по пазарни цени.
            
         
               (56)
            
            
               При изготвянето на тази оценка Надзорният орган не може да замени търговската преценка на Narvik със своята собствена, което предполага, че в качеството си на притежател на правото на концесионна електроенергия общината се ползва с голяма свобода на действие да избира по какъв начин да действа при нормални условия на конкуренция.
            
         
               (57)
            
            
               Оценката на цената и условията на договора между общината и NEAS следва да се основава на информацията, която е била известна на Narvik към момента на сключването на договора. Като цяло една добре обоснована предварителна оценка би била достатъчна, за да се изключи наличието на държавна помощ, дори ако използваните в оценката предположения се окажат неправилни от ретроспективна гледна точка.
            
         
               (58)
            
            
               Поради това по-нататък Надзорният орган оценява дали при сключването на договор за продажбата на своето право на концесионна електроенергия Narvik е действала като частен инвеститор в условията на пазарна икономика.
            
         
               (59)
            
            
               Надзорният орган взема под внимание контекста, в който се сключва сделката. От предоставената от норвежките органи информация Надзорният орган разбира, че към момента на сключване на договора общината се е намирала в ситуация, в която едновременно се е нуждаела от достъп до ликвидни средства (за да изпълни своите задължения по заеми) и от капитал за вливане в NEAS. В допълнение се отбелязва, че Законът за дружествата с ограничена отговорност ограничава възможността за включване на механизъм за коригиране на цената в договора, когато се прави вноска в натура. Освен това през 1999 г., т.е. преди сключването на споразумението за продажба през 2000 г., Narvik е понесла загуби от продажбата си на концесионна електроенергия. Поради това общината е взела решение да продаде своето право на концесионна енергия за по-дълъг срок, като същевременно спазва определената от нея стратегия за максимално увеличаване на своята възвръщаемост от концесионната електроенергия.
            
         
               (60)
            
            
               Норвежките органи твърдят, че Надзорният орган следва да може да заключи, че в случая не е предоставено предимство, като приложи принципите на SOL по отношение на настоящия случай. Надзорният орган отбелязва, че макар SOL да не се прилага по отношение на продажбата на права за закупуване на концесионна електроенергия, в SOL действително се описват два метода, чрез които публичните органи обичайно могат да определят пазарна цена за продажбата на притежавани от публични органи земи и сгради и следователно се гарантира, че продажбата не включва държавна помощ. Първият метод за изключване на елемент на държавна помощ е продажба чрез безусловна тръжна процедура. Съгласно втория метод продажбата се извършва на цена, определена чрез независима експертна оценка, изготвена в съответствие с общоприети стандарти за оценяване.
            
         
               (61)
            
            
               Надзорният орган отбелязва, че при продажбата на актив чрез безусловна тръжна процедура обичайно се изключва наличието на предимство. Това е така поне при наистина отворените процедури, при които има повече от един оферент (20). Правото на Narvik на концесионна електроенергия обаче не е било продадено чрез безусловна тръжна процедура.
            
         
               (62)
            
            
               От друга страна, Narvik и NEAS са възложили по две оценки на външни консултанти, както е описано в съображения (26)—(29) по-горе. При все това в докладите DS1, DS2 и AA не се описва задълбочено методът, който е бил използван за определяне на оценките на стойността. При липсата на допълнителни пояснения Надзорният орган не е в състояние да оцени дали оценките на пазарната стойност са били изготвени в съответствие с общоприетите пазарни показатели и стандарти за оценка. Поради това Надзорният орган счита, че докладите DS1, DS2 и AA имат ограничена стойност при оценката на стойността на правото на концесионна електроенергия. От друга страна, докладът на DT включва подробно обяснение на неговите оценки. Следователно неговите резултати могат да се изпитат и проверят. Поради това Надзорният орган счита, че докладът на DT е най-надеждният доклад. Според Надзорния орган фактът, че и четирите доклада са дали сходни резултати (21) е допълнителен фактор в полза на доклада на DT и може би също за останалите три доклада.
            
         
               (63)
            
            
               Надзорният орган отбелязва, че макар по принцип да може да се счита, че цена, определена от независим оценител на стойността, не води до предимство при продажбата на земи или сгради с общо приложение, които лесно могат да бъдат оценени и които са били обект на многобройни сделки, случаят не е непременно такъв при земите и сградите с по-специални характеристики или когато обстоятелствата във връзка с продажбата вероятно биха могли да породят съмнения дали експертната оценка отразява действителната пазарна стойност на имота (22).
            
         
               (64)
            
            
               Както се обяснява по-нататък, договорите за снабдяване с електроенергия на фиксирана цена с продължителност над 6 години са необичайни и не се срещат често. Експертната оценка не е толкова подходяща като инструмент за определяне на пазарната цена на договор за 50,5 години за електроенергия на фиксирана цена поради липсата на пазар, на който да се наблюдават съпоставими цени, и поради нестабилността на цените на електроенергията (23).
            
         
               (65)
            
            
               Във всеки случай Надзорният орган припомня, че тестът за частния инвеститор в условията на пазарна икономика, а не SOL, който е свързан с продажбата на публични земи и сгради, е приложимият тест за оценка дали сключен от публичен орган договор за електроенергия води до предимство, което „подпомага“ дадено предприятие. В действителност Общият съд потвърди, че общият принцип за частен инвеститор в условията на пазарна икономика се прилага по отношение на дългосрочни договори за електроенергия в решението по делото Budapesti Erőmű Zrt/Комисия, в което Общият съд одобри подхода на Европейската комисия (наричана по-нататък „Комисията“) по случай, свързан с дългосрочни договори за електроенергия, сключени от унгарските органи (24).
            
         
               (66)
            
            
               В този случай Комисията определи основните практики на търговските оператори на европейските пазари за електроенергия, които са подходящи за целите на нейния анализ, и оцени дали споразуменията в този случай са били сключени при условия, които нямаше да бъдат приемливи за оператор, действащ изцяло от търговски съображения (25).
            
         
               (67)
            
            
               Комисията заключи, че дългосрочни договори за електроенергия с продължителност над 6 години рядко се сключват на европейския пазар (26). Информацията, с която Надзорният орган разполага, потвърждава тази констатация. Поради това съществуват малко, ако изобщо има сключени дългосрочни договори за електроенергия, с които да бъде сравнена цената на електроенергия, продадена за 50,5 години в бъдещето.
            
         
               (68)
            
            
               Потенциалните купувачи и продавачи на електроцентрали обаче трябва да направят изготвят прогнози за бъдещите цени на електроенергията в дългосрочен план. Именно на тази основа норвежките органи твърдят, че продажбата на правото на Narvik на концесионна електроенергия следва да се съпостави с продажбата на водноелектрическа централа. За да подкрепят този аргумент, норвежките органи предоставиха на Надзорния орган прегледа Pareto, в който се проучват пет водноелектрически централи, продадени в Норвегия през 2000 г.
            
         
               (69)
            
            
               Норвежките органи твърдят, че както при продажбата на водноелектрическа централа, така и при продажбата на правото на Narvik на концесионна електроенергия, продажната цена представлява ННС на очакваните парични потоци на производствения обем. Следователно подобно на Narvik и NEAS в този случай всеки купувач или продавач на водноелектрическа централа ще трябва да оцени стойността на централата въз основа на очакваните печалби от производството минус очакваните разходи, дисконтирани с приложимата сконтова ставка за целия период, в който новият собственик може да използва съответната водноелектрическа енергия.
            
         
               (70)
            
            
               Норвежките органи твърдят, че ако се направят корекции на определени подходящи коефициенти, цените за петте водноелектрически централи, посочени в доклада Pareto, са съпоставими с цената за продажбата на правото на Narvik на концесионна електроенергия. В този контекст Надзорният орган отбелязва корекционните коефициенти, посочени от норвежките органи, както са обяснени в глава I.11 по-горе.
            
         
               (71)
            
            
               За петте водноелектрически централи диапазонът на продажните цени за KWh производствена мощност е бил между 1,66 и 1,74 NOK. Окончателната продажба на даден актив ще увеличи ННС на актива в сравнение с продажбата на право на закупуване на концесионна електроенергия за период от 50,5 години, тъй като се приема, че активът ще бъде с положителен паричен поток след тези 50,5 години. Норвежките органи са приели ставка на капитализация в размер на 4 %, която ще доведе до корекция надолу на продажните цени с приблизително 10—15 %, за да се сравни окончателна продажба с продажбата на концесионна електроенергия за ограничен период от време (27).
            
         
               (72)
            
            
               Втората разлика между окончателната продажба и продажбата на право за закупуване на концесионна електроенергия за срок от 50,5 години е свързана с разходната база, която се използва в модела за ННС — общо производствени разходи в сравнение с концесионна цена. Норвежките органи твърдят, че обичайните оперативни разходи, включително за реинвестиране за по-нова електроцентрала, се равняват на приблизително 0,05 NOK/KWh, докато цената съгласно определянето на цената от министерството към онзи момент е била приблизително 0,10 NOK/KWh.
            
         
               (73)
            
            
               За да се оцени дали цените за електроцентралите представляват подходящи сравнителни показатели за пазарната цена на разглежданата концесионна електроенергия, е необходимо да се разгледа по-подробно всеки елемент от аргумента. Оценката на Надзорния орган се основава на информацията, предоставена от норвежките органи, и друга публично достъпна информация.
            
         
               (74)
            
            
               По-нататък във всички изчисления в анализа се използват номинални стойности (28).
            
         
               (75)
            
            
               За петте водноелектрически централи, посочени в прегледа Pareto, продажните цени за KWh производствена мощност са били в диапазона 1,66—1,74 NOK. В доклад, издаден от икономическата консултантска фирма Econ Pöyry, в който се анализират продажбите на електроцентрали между 1996 и 2005 г., средната стойност на сделките за 2000 г. изглежда е малко по-висока, като се изчислява на приблизително 1,85 NOK. Съгласно този доклад същата приблизителна цена е била получена и през 1999 г. В съответствие с това ценовият диапазон за съпоставяне изглежда е малко по-висок от този в прегледа Pareto. Тъй като в доклада на ECON се посочва по-висока средна стойност на сделките в сравнение с прегледа Pareto, в по-нататъшния анализ Надзорният орган ще използва диапазона 1,70—1,80 NOK.
            
         
               (76)
            
            
               Вторият фактор, който следва да се проучи, е как да се коригират ценовите равнища от окончателната продажба до продажба за ограничен срок от 50,5 години. Норвежките органи твърдят, че подходящият корекционен коефициент е 10—15 % въз основа на ставка на капитализация в размер на 4 %. Надзорният орган счита, че изборът на ставка на капитализация е тясно свързан с избора на сконтова ставка в модела за ННС. Номиналната сконтова ставка след данъчно облагане, която е използвана в доклада на DT, е 6,8 %, докато в доклада на AA тя е 7 %. Освен това се отбелязва, че NVE е използвала ставка в размер на 6,5 % при оценката на нови проекти за водноелектрически централи (29). При модела за определяне на цената въз основа на себестойността ставката е 6 % (30). Въз основа на горепосоченото Надзорният орган счита, че подходящата сконтова ставка и съответно подходящата ставка на капитализация, която следва да се прилага при сравнение на окончателна продажба с продажба за ограничено време, е в диапазона 6—7 % в номинално изражение след данъчно облагане. Въз основа на това подходящата корекция на стойността от окончателна продажба до продажба за 50,5 години не е 10—15 %, както твърдят норвежките органи, а по-скоро 4—5 %.
            
         
               (77)
            
            
               Третият фактор, който следва да се проучи, е очакваната бъдеща пазарна цена на електроенергията. Както бе обяснено по-горе, да се прогнозират бъдещите цени на електроенергия за 50 или повече години е изключително трудна задача. В докладите за оценка, описани по-горе, и по-специално в докладите на AA и DT, пазарната цена на електроенергията се очаква да се увеличава стабилно за период от 10—20 години, след което се очаква цените да останат постоянни в реално изражение (т.e. да се увеличават единствено с процента на очакваната инфлация) (31). Това предполага, че в онзи момент на пазара е съществувал консенсус, че бъдещите цени на електроенергия в дългосрочен план ще останат постоянни в реално изражение и няма да продължат да се увеличават (32). Надзорният орган приема, че тази несигурност относно бъдещите цени на електроенергията е била налице за всички участници на пазара, също така за купувачите и за продавачите на електроцентрали в периода, в който е извършена продажбата на правото на концесионна електроенергия. Така че няма причина да се приеме, че различните пазарни участници биха имали достъп до различаваща се в значителна степен информация относно очаквания за цените на пазара.
            
         
               (78)
            
            
               Ако оставим приходите и се насочим към разходите, в представеното от норвежките органи сравнение се описва сценарий, в който има разлика в изходящите парични потоци за KWh между окончателната продажба и продажбата на концесионна електроенергия в размер на 0,05 NOK, тъй като очакваната концесионна цена е приблизително 0,10 NOK, а оперативните разходи, включително за реинвестиране, са приблизително 0,05 NOK.
            
         
               (79)
            
            
               Що се отнася до определената от министерството цена за концесионната електроенергия, консултантите, които са съветвали Narvik и NEAS, са очаквали цените да останат относително стабилни в реално изражение, което означава, че не се се е очаквало нито значително увеличение на ефективността, нито високо ниво на нестабилност на разходната база. По принцип се е очаквало определената от министерството цена за концесионната електроенергия да се увеличава с инфлацията (33). Въз основа на достъпната информация Надзорният орган е на мнение, че разумен инвеститор би направил същите предположения и поради това органът приема, че при допълнителния анализ не биха се получили значителни разлики в концесионната електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността. Тези разлики съставляват съответния изходящ паричен поток в изчислението на стойността на концесионната електроенергия (34).
            
         
               (80)
            
            
               Тъй като има редица променливи, които могат да окажат въздействие върху равнището на паричните разходи с течение на времето, стойността в размер на 0,05 NOK, която съчетава оперативните разходи и разходите за реинвестиране, трябва да се оцени въз основа на отделните ѝ компоненти.
            
         
               (81)
            
            
               На първо място, очевидно е, че една електроцентрала би имала определено равнище на общи разходи за експлоатация и поддръжка. Приема се, че разходите за експлоатация и поддръжка на една водноелектрическа централа обичайно са сравнителни ниски и постоянни в диапазона 0,02—0,05 NOK/KWh (35). Това се подкрепя от данните за разходи, използвани при определяне на цената от министерството. През 2000 г. компенсацията съгласно този модел за разходи за експлоатация и поддръжка е била 0,267 NOK/KWh.
            
         
               (82)
            
            
               За изчислението на ННС са от значение и други изходящи парични потоци. При изчислението на цената от министерството за 2000 г. данъците са били компенсирани с 0,021 NOK. Действителното ниво на данъчно облагане на дадена електроцентрала, разбира се, зависи от печалбата, но тъй като се предполага, че определената от министерството цена е предназначена да бъде представителна за средните разходи за типични електроцентрали в Норвегия, изглежда разумно да се приемат данъчни разходи в размер на приблизително 0,02 NOK/KWh.
            
         
               (83)
            
            
               Последната част от изходящите парични потоци в ННС са разходите за реинвестиране, които зависят в огромна степен от графика и нивото на нуждите от реинвестиране на електроцентралата. Надзорният орган разбира, че за счетоводни цели икономическият жизнен цикъл на една водноелектрическа централа е 40 години (36), но действителният жизнен цикъл може да е по-дълъг. Нивото на реинвестиране в много случаи е значително и поради това графикът на паричните разходи, както твърдят и норвежките органи, е от голямо значение при изчисленията на ННС. Ако реинвестирането бъде извършено на ранен етап от периода на изчисление, намаляването на ННС е значително по-голямо, отколкото ако реинвестирането бъде осъществено на по-късен етап от този период. При все това норвежките органи не предоставиха на Надзорния орган информация за нуждите от реинвестиране на водноелектрическите централи, продадени през 1999 и 2000 г., които използват като основа за своето сравнение. Надзорният орган отбелязва, че тази информация вероятно не е налична или лесно достъпна поради отдалечеността ѝ назад във времето и евентуалния ѝ характер на чувствителна бизнес информация.
            
         
               (84)
            
            
               Когато коригират цените за въпросните водноелектрически централи, така че да се отчетат двете горепосочени разлики — срока и разходната база, норвежките органи твърдят, че ценовият диапазон 1,66—1,74 NOK/KWh е съпоставим с цената, получена за концесионната електроенергия в размер на приблизително 1,00 NOK/KWh (37). Както бе обяснено по-горе, информацията, с която Надзорният орган разполага, показва, че средната стойност на сделките за 1999 и 2000 г. е била малко по-висока от този диапазон (приблизително 1,85 NOK). Поради това Надзорният орган ще сравни ценовия диапазон 1,70—1,80 NOK/KWh с цената от 1,00 NOK/KWh, получена от Narvik.
            
         
               (85)
            
            
               Първата корекция е цените за окончателна продажба да станат съпоставими с цените за договор за 50,5 години. Надзорният орган използва ставка на капитализация в размер на 6 %, която намалява стойността на окончателните продажби с приблизително 5,5 %. Следователно съпоставимият диапазон на цените, получени при продажбите на електроцентрали, е 1,61—1,70 NOK. Разликата в нетните парични потоци в размер на 0,61—0,70 NOK/KWh между цената на концесионната електроенергия и оперативните разходи на електроцентрала ще трябва да бъде обяснена, за да се удовлетвори принципът на частния инвеститор в условията на пазарна икономика и да се изключи наличието на помощ.
            
         
               (86)
            
            
               Общите оперативни разходи, както е посочено по-горе, се изчисляват в диапазона 0,02—0,05 NOK/KWh плюс изчисление от 0,02 NOK/KWh за данъчно облагане, което се равнява на 0,04—0,07 NOK/KWh. Освен това трябва да се бъде отчетено и реинвестирането, финансовият ефект от което зависи от графика и размера и поради това е трудно да се изчисли в количествено отношение.
            
         
               (87)
            
            
               Предвид гореизложеното Надзорният орган извърши анализ на чувствителността относно продажбата на 128-те GWh (38) концесионна електроенергия за периода от 50,5 години. Надзорният орган проучи различни комбинации от разходи и номинални дисконтови проценти след данъчно облагане, вариращи между 5,5 % и 7,5 %, и общи оперативни разходи между 0,05 и 0,09 NOK/KWh, както е показано в таблицата по-долу.
               
                           Анализ на
                           чувствителността
                        
                        
                           Дисконтов процент
                        
                     
                           5,5 %
                        
                        
                           6 %
                        
                        
                           6,5 %
                        
                        
                           7 %
                        
                        
                           7,5 %
                        
                     
                           Оперативни разходи
                        
                        
                           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)
            
            
               Резултатите са под долната граница на диапазона 0,61—0,70 NOK, когато оперативните разходи са 0,09 NOK при дисконтов процент в диапазона 5,5—7,5 %, или когато оперативните разходи са 0,08 NOK и дисконтовият процент е 7,5 % или по-висок. В тези сценарии разликите между цената на концесионната електроенергия и оперативните разходи е толкова малка, че ако се изчисли ННС на разликата, тя няма да обясни разликата в получените по-високи цени при окончателните продажби на водноелектрически централи. Това обаче е така само в ситуации, в които оперативните разходи, включително за реинвестиране, са с 60—80 % по-високи от прогнозните разходи, представени от норвежките органи.
            
         3.   Заключение и обобщение
   
   
               (89)
            
            
               Надзорният орган оцени въпроса дали споразумението на Narvik с NEAS е довело до предимство за последното въз основа на информацията, предоставена от норвежките органи. Надзорният орган констатира, че четирите експертни оценки са с ограничена стойност. Съществуват множество неясноти във връзка с развитието на бъдещите цени на електроенергията за по-дълги периоди. Дългосрочните договори за електроенергия без клаузи за коригиране на цената са необичайни.
            
         
               (90)
            
            
               Освен това не е ясно дали продажбата на електроцентрали може да се сравнява с продажбата на концесионна електроенергия, тъй като окончателната продажба представлява окончателно решение, във връзка с което трябва да се оцени рискът във връзка с безсрочна или бъдеща стойност. При продажбата на концесионна електроенергия ситуацията е различна, тъй като в този случай оптималната продължителност на договора от гледна точка на риска и стойността може да е различна.
            
         
               (91)
            
            
               Надзорният орган отбелязва обаче специфичните обстоятелства по настоящия случай, включително факта, че Narvik е понесла загуби от продажбата на концесионна електроенергия точно преди сключването на договора за 50,5 години с NEAS, в съчетание с факта, че общината се е нуждаела от достъп до ликвидни средства, за да изплати своя дълг и да осъществи планираните инвестиции в NEAS.
            
         
               (92)
            
            
               В контекста на тези специфични обстоятелства Надзорният орган приема аргумента, че въпреки голяма си продължителност и неяснотите във връзка с бъдещите цени на електроенергия въпросната сделка може да бъде сравнена с продажбите на водноелектрически централи, осъществени през 1999 и 2000 г. Следователно в този конкретен случай Надзорният орган приема, че цените за продадените водноелектрически централи представляват подходящ сравнителен показател за пазарната цена при разглежданата продажба на правото на концесионна електроенергия в дългосрочен план. Въз основа на доказателствата, предоставени на Надзорния орган от норвежките органи, и обясненията относно съответните разлики, изглежда Narvik е получила цена, съпоставима с продажбите на електроцентрали през 1999 и 2000 г.
            
         
               (93)
            
            
               Въз основа на тези елементи Надзорният орган в крайна сметка стигна до заключението, че при сключването на договора с NEAS за продажбата на правото си на концесионна електроенергия Narvik е действала в рамките на своята свобода на действие като частен инвеститор в условията на пазарна икономика.
            
         
               (94)
            
            
               Поради това не може да се счита, че договорът е довел до предимство за NEAS и следователно не включва държавна помощ по смисъла на член 61 от Споразумението за ЕИП,
            
         ПРИЕ НАСТОЯЩОТО РЕШЕНИЕ:
   Член 1
   Продажбата на правото на концесионна електроенергия от община Narvik на Narvik Energi AS не включва държавна помощ по смисъла на член 61 от Споразумението за ЕИП.
   Член 2
   Адресат на настоящото решение е Кралство Норвегия.
   Член 3
   Само текстът на английски език на настоящото решение е автентичен.
   
      Съставено в Брюксел на 19 юни 2013 година.
      
         
            За Надзорния орган на ЕАСТ
         
         Oda Helen SLETNES
         
            Председател
         
         Sabine MONAUNI-TÖMÖRDY
         
            Член на колегията
         
      
   
   
      (1)  ОВ C 121, 26.4.2012 г., стр. 25 и притурка за ЕИП № 23, 26.4.2012 г., стр. 1.
   
      (2)  Документ № 504391.
   
      (3)  Документ № 519710.
   
      (4)  Документ № 532247—532256.
   
      (5)  Документ № 626050.
   
      (6)  Вж. бележка под линия 1.
   
      (7)  Документ № 635920.
   
      (8)  Документ № 639486.
   
      (9)  Документ № 655297—655305.
   
      (10)  1917.12.14 nr 16 Lov om erverv av vannfall mv. (industrikonsesjonsloven) („Закон за индустриално лицензиране“).
   
      (11)  1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) („Закон за регулиране на водните падове“).
   
      (12)  Раздел 2, параграф 12, точка 1 от Закона за индустриално лицензиране.
   
      (13)  Закон за индустриално лицензиране, раздел 2, параграф 12, точка 7.
   
      (14)  Изглежда, че докладите DS1, DS2 и DT обхващат концесионната електроенергия с определена от министерството цена, произведена от Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann и Norddalen. Макар че в доклада DS2 не се посочва изрично обемът на оценената концесионна електроенергия, нищо не загатва, че обемът не е същият като използвания в доклад DS1. Докладът на AA обхваща производството на същите електроцентрали с изключение на Taraldsvik.
   
      (15)  Със стойност в основния сценарий в размер на 87,7 млн. NOK.
   
      (16)  ОВ L 137, 8.6.2000 г., стр. 28.
   
      (17)  1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) („Закон за дружествата с ограничена отговорност“).
   
      (18)  Решение от 11 юли 1996 г. по дело SFEI/La Poste (C-39/94, Recueil, стр. I-3547, точка 60).
   
      (19)  Принципът на частния инвеститор в условията на пазарна икономика е описан по-подробно в Насоките на Надзорния орган относно прилагането на разпоредбите за държавната помощ към публични предприятия в производствения сектор (ОВ L 274, 26.10.2000 г., стр. 29).
   
      (20)  Сравни Насоките на Надзорния орган относно прилагането на правилата за държавната помощ към компенсацията за предоставяне на услуги от общ икономически интерес (все още непубликувани в ОВ, достъпни на уебсайта на Надзорния орган: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), точка 68.
   
      (21)  Покупната цена в размер на 120 млн. NOK, договорена за 116,3 GWh концесионна електроенергия с цена, определена от министерството, съвпада със средната стойност на изчисления диапазон на ННС, представен в доклада на DT (110—130 млн. NOK), както и с доклада DS2 (100—140 млн. NOK). Освен това цената е над средната стойност на диапазона, посочен в доклада DS1 (80—145 млн. NOK), и надхвърля диапазона, посочен в доклада на AA (71,4—117,4 млн. NOK за 115.3 GWh концесионна електроенергия с цена, определена от министерството).
   
      (22)  Независимата експертна оценка, която отговаря на съответните критерии на SOL, не се счита непременно за правилна оценка на пазарната цена на имот или сграда. Вж. Решение № 157/12/COL на Надзорния орган относно продажбата на имот gnr 271/8 от община Oppdal, (ОВ L 350, 9.5.2012 г., стр. 109), раздел II.6.2.
   
      (23)  Освен това Надзорният орган отбелязва, че в четирите доклада не се оценява стойността на 11,3 GWh концесионна електроенергия, чиято цена се основава на себестойността. Надзорният орган не получи независима експертна оценка на стойността на тази концесионна електроенергия. Норвежките органи обясниха единствено, че цената от 6 млн. NOK за тази концесионна електроенергия е била постигната чрез преговори между Narvik и NEAS. Тези обстоятелства не позволяват на Надзорния орган да оцени продажбата на тези 11,3 GWh концесионна електроенергия с цена, определена въз основа на себестойността, в съответствие с принципите на SOL. Освен това в доклада на AA не се взема под внимание стойността на производството на електроенергия от Taraldsvik (1 GWh).
   
      (24)  Съединени дела T-80/06 и T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt/Комисия [все още непубликувани], точки 65—69.
   
      (25)  Съединени дела T-80/06 и T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt/Комисия [все още непубликувани], точки 68—69.
   
      (26)  Вж. Решение на Комисията относно държавна помощ C 41/05, предоставена от Унгария чрез споразумения за изкупуване на електроенергия (ОВ L 225, 27.8.2009 г., стр. 53), точка 200.
   
      (27)  При ставка на капитализация в размер на 4 % действителното намаление на стойността би било приблизително 14 %.
   
      (28)  Номинални стойности означава икономическа стойност, изразена във валута за дадена година. За разлика от тях при реалната стойност номиналната стойност се коригира, за да се елиминират ефектите от общите промени в ценовите равнища (инфлация) с течение на времето.
   
      (29)  Наръчник № 1 на NVE от 2007 г. Kostnader ved produksjon av kraft og varme, достъпен на следния адрес: http://www.nve.no/Global/Konsesjoner/Fjernvarme/handbok1-07.pdf
   
      (30)  Стойността е взета от следната книга: Thor Falkanger and Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, стр. 349.
   
      (31)  Вж. доклада на AA и редицата доклади, цитирани в него.
   
      (32)  Вж. например Frode Kjærland Norsk vannkraft – “arvesølv solgt på billigsalg”? 2009 г., достъпен на следния адрес: http://www.magma.no/norsk-vannkraft-arvesoelv-solgt-paa-billigsalg
   
      (33)  Вж. доклада на DT, раздел 4.3.1.
   
      (34)  В допълнение към разходите за подаване на електроенергия, но те ще бъдат равностойни за сценария с продажбата на електроцентрала и затова могат да не се включват в анализа.
   
      (35)  Наръчник № 1 на NVE от 2007 г., раздел 4.2.3 и доклад на Sweco Grøner № 154650-2007.1, цитиран в Ot.prp. nr. 107 (2008—2009 г.) раздел 4.4, таблица 4.2, достъпен на следния адрес: http://www.regjeringen.no/nn/dep/oed/dokument/proposisjonar-ogmeldingar/odelstingsproposisjonar/-2008-2009/otprp-nr-107-2008-2009-/4/4.html?id=569864
   
      (36)  Наръчник № 1 на NVE от 2007 г., раздел 4.2.2, реф. 2.2.
   
      (37)  Т.e. продажна цена от 126 млн. NOK, разделена на 128 GWh концесионна електроенергия годишно.
   
      (38)  За улеснение Надзорният орган използва 0,10 NOK за определената от министерството цена и 0,15 NOK за цената въз основа на себестойността, вж. съображение (14) по-горе.