CELEX: E2013C0258(01)
Language: lv
Date: 2013-06-19 00:00:00
Title: EBTA Uzraudzības iestādes Lēmums Nr. 258/13/COL ( 2013. gada 19. jūnijs ) izbeigt formālo izmeklēšanas procedūru par Narvik pašvaldības tiesību uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu Narvik Energi AS ( “NEAS ” ) (Norvēģija)

19.12.2013   
            
            
               LV
            
            
               Eiropas Savienības Oficiālais Vēstnesis
            
            
               L 343/63
            
         EBTA UZRAUDZĪBAS IESTĀDES LĒMUMS
   Nr. 258/13/COL
   (2013. gada 19. jūnijs)
   izbeigt formālo izmeklēšanas procedūru par Narvik pašvaldības tiesību uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu Narvik Energi AS (“NEAS”) (Norvēģija)
   EBTA UZRAUDZĪBAS IESTĀDE (“Iestāde”),
   ŅEMOT VĒRĀ Eiropas Ekonomikas zonas līgumu (“EEZ līgums”), jo īpaši tā 61. līdz 63. pantu un 26. protokolu,
   ŅEMOT VĒRĀ Nolīgumu starp EBTA valstīm par Uzraudzības iestādes un Tiesas izveidi (“Uzraudzības un Tiesas nolīgums”), jo īpaši tā 24. pantu,
   ŅEMOT VĒRĀ Uzraudzības un Tiesas nolīguma 3. protokolu (“3. protokols”), jo īpaši tā II daļas 7. panta 2. punktu un 13. panta 1. punktu,
   UZAICINOT ieinteresētās personas iesniegt savas piezīmes atbilstīgi minētajiem noteikumiem (1) un ņemot vērā šīs piezīmes,
   tā kā:
   I.   FAKTI
   
   1.   Procedūra
   
   
               (1)
            
            
               Ar 2009. gada 7. janvāra vēstuli tika iesniegta sūdzība pret Narvik pašvaldību (“Narvik”) par Narvik tiesību uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu Narvik Energi AS (“NEAS”). Minēto vēstuli Iestāde saņēma un reģistrēja 2009. gada 14. janvārī (2). Iestāde 2009. gada 16. jūlija vēstulē (3) pieprasīja papildu informāciju no Norvēģijas iestādēm. Norvēģijas iestādes 2009. gada 2. oktobra (4) vēstulē atbildēja uz informācijas pieprasījumu.
            
         
               (2)
            
            
               Iestāde 2011. gada 14. decembrī uzsāka procedūru, kas paredzēta Uzraudzības un Tiesas nolīguma 3. protokola I daļas 1. panta 2. punktā, pieņemot Lēmumu Nr. 393/11/COL (“Lēmums Nr. 393/11/COL”). Norvēģijas iestādes 2012. gada 23. februāra vēstulē (5) sniedza piezīmes par lēmumu.
            
         
               (3)
            
            
               Lēmums tika publicēts Eiropas Savienības Oficiālajā Vēstnesī un tā EEZ papildinājumā 2012. gada 26. aprīlī (6). Ar 2012. gada 25. maija e-pastu (7) Iestāde saņēma piezīmes no ieinteresētās personas. Ar 2012. gada 28. jūnija e-pastu (8) Iestāde tās pārsūtīja Norvēģijas iestādēm. Norvēģijas iestādes 2012. gada 30. novembra vēstulē (9) sniedza papildu informāciju.
            
         2.   Sūdzība
   
   
               (4)
            
            
               Sūdzības iesniedzējs apgalvo, ka Narvik, uz 50,5 gadiem noslēdzot līgumu ar NEAS par gada koncesijas elektroenerģijas pārdošanu 128 GWh apmērā, ir pārdevis savas tiesības pirkt koncesijas elektroenerģiju stipri zem tirgus cenas un tādējādi piešķīris NEAS nelikumīgu valsts atbalstu.
            
         
               (5)
            
            
               Turklāt sūdzības iesniedzējs apgalvo, ka Narvik pašvaldības padome pieņēma lēmumu par līguma noslēgšanu, pamatojoties uz nepareizu un/vai nepilnīgu informāciju. Tiek apgalvots, ka pašvaldības padomes rīcībā — pirms tā pieņēma lēmumu slēgt minēto līgumu — netika nodoti ekspertu ziņojumi, kuros kritizēja līguma termiņu un raksturīgās grūtības, nosakot elektroenerģijas tirgus cenu.
            
         3.   Norvēģijas koncesijas elektroenerģijas režīms
   
   
               (6)
            
            
               Parasti Norvēģijā lielāku hidroelektrostaciju darbībai ir jāsaņem koncesija. Hidroelektrostaciju — ūdenskrituma izmantošanas koncesiju turētāju — pienākums ir pārdot konkrētu savas gada produkcijas apjomu pašvaldībai, kurā tā atrodas. To elektroenerģijas apjomu, kuru pašvaldībai ir tiesības iegādāties, sauc par koncesijas elektroenerģiju. Šī sistēma ir paredzēta 2. iedaļas 12. punktā Rūpnieciskās licencēšanas likumā (10) un 12. iedaļas 15. punktā Ūdenskritumu likumā (11).
            
         
               (7)
            
            
               Tiesību aktos paredzēts, ka pašvaldībām jābūt nodrošinātām ar pietiekamu elektroenerģijas daudzumu par taisnīgu cenu, tāpēc koncesijas elektroenerģijas apjomu nosaka, pamatojoties uz katras atsevišķas pašvaldības vispārējām elektroapgādes vajadzībām (12) ne vairāk kā 10 % apmērā no elektrostacijas gada produkcijas. Tomēr nepastāv nekādi ierobežojumi attiecībā uz veidu, kā pašvaldības izmanto koncesijas elektroenerģiju. Tādējādi pašvaldības drīkst izmantot, pārdot vai kā citādi izvietot minēto elektroenerģiju pēc saviem ieskatiem.
            
         
               (8)
            
            
               Tiesības nenozīmē, ka pašvaldībām ir pienākums pirkt koncesijas elektroenerģiju. Parasti uz koncesijām, kas izsniegtas pirms 1983. gada, attiecas brīdinājums, ka gadījumā, ja pašvaldība ir nolēmusi neizmantot savas tiesības pirkt koncesijas elektroenerģiju, tā zaudē tiesības uz koncesijas elektroenerģiju arī nākotnē.
            
         
               (9)
            
            
               Tiesību aktos ir noteikti divi koncesijas elektroenerģijas cenu režīmi; pirmais režīms attiecas uz koncesijām, kas piešķirtas pirms 1959. gada 10. aprīļa, otrais — uz koncesijām, kuras piešķirtas 1959. gada 10. aprīlī vai pēc tam.
            
         
               (10)
            
            
               Pirms 1959. gada 10. aprīļa piešķirtajām koncesijām koncesijas elektroenerģijas cenu aprēķina atsevišķas elektrostacijas pašizmaksas cenai, pieskaitot 20 % uzcenojumu. Šo modeli joprojām piemēro koncesijām, kuras ir piešķirtas pirms 1959. gada 10. aprīļa, un turpmāk tekstā tas tiks saukts par “pašizmaksas cenas” modeli. Tā koncesijas elektroenerģija, kuru pārdod saskaņā ar šo cenas modeli, turpmāk tekstā tiks saukta par “koncesijas elektroenerģiju par pašizmaksas cenu”.
            
         
               (11)
            
            
               Pēc 1959. gada 10. aprīļa piešķirtajām koncesijām koncesijas cenu nosaka Enerģijas un naftas ministrija, pamatojoties uz vidējo cenu, ko iegūst, izmantojot hidroelektrostaciju izlasi visā valstī. Šī cenas noteikšanas metode turpmāk tekstā tiks saukta par “ministrijas cenas” metodi. Tā koncesijas elektroenerģija, kuru pārdod saskaņā ar šo cenas modeli, turpmāk tekstā tiks saukta par “koncesijas elektroenerģiju par ministrijas cenu”.
            
         
               (12)
            
            
               Rūpnieciskās licencēšanas likumā ir paredzēts, ka 20 gadus pēc koncesijas piešķiršanas Norvēģijas Ūdens resursu un enerģijas direktorāts (“NVE”) var pārskatīt pašvaldību tiesības uz koncesijas elektroenerģiju (13). Norvēģijas iestādes skaidroja, ka NVE pārskatīšanas procesa rezultātā var precizēt koncesijas elektroenerģijas apjomu, tomēr ar to nevar ievērojami mainīt pašvaldības tiesības uz koncesijas elektroenerģiju. Lielākā daļa Narvik tiesību uz koncesijas elektroenerģiju būs jāpārskata 2019. gadā.
            
         
               (13)
            
            
               Koncesijas elektroenerģijas ievadīšanas tīklā izmaksas sedz pašvaldības.
            
         4.   Narvik koncesijas elektroenerģija
   
   
               (14)
            
            
               Katru gadu Narvik ir tiesības kopā uz aptuveni 128 GWh koncesijas elektroenerģijas, no tās par aptuveni 116,3 GWh cenu nosaka saskaņā ar ministrijas cenas metodi un par aptuveni 11,7 GWh — saskaņā ar pašizmaksas cenas metodi. Norvēģijas iestādes skaidroja, ka ministrijas cena 2000. gadā bija aptuveni NOK 0,10 un attiecīgi Håkvik un Nygård paredzētā pašizmaksas cena 2000. gadā bija diapazonā no NOK 0,14 līdz NOK 0,178.
               
                           Elektrostacijas īpašnieks darījuma laikā
                        
                        
                           Elektrostacija
                        
                        
                           Aptuveni GWh/gadā
                        
                        
                           Cenas noteikšanas metode
                        
                     
                           
                              NEAS
                           
                        
                        
                           
                              Håkvik un Nygård
                           
                        
                        
                           11,7
                        
                        
                           Pašizmaksas cena
                        
                     
                           
                              NEAS
                           
                        
                        
                           
                              Taraldsvik
                           
                        
                        
                           1,0
                        
                        
                           Ministrijas cena
                        
                     
                           
                              Nordkraft
                           
                        
                        
                           
                              Sildvik
                           
                        
                        
                           20,9
                        
                        
                           Ministrijas cena
                        
                     
                           
                              Statkraft
                           
                        
                        
                           
                              Skjomen, Båtsvann un Norddalen
                           
                        
                        
                           94,4
                        
                        
                           Ministrijas cena
                        
                     
         5.   
         Narvik Energi AS (“NEAS”)
   
   
               (15)
            
            
               
                  NEAS atrodas Narvik pašvaldībā Nordland grāfistē. Tas ražo un pārdod elektroenerģiju. Līdz 2001. gadam 100 % no NEAS piederēja Narvik pašvaldībai. Narvik 2001. gadā pārdeva 49,99 % no savām akcijām diviem elektroenerģijas uzņēmumiem — Vesterålskraft AS un Hålogalandskraft AS.
            
         
               (16)
            
            
               Tagad — pēc apvienošanās 2006. gadā un nosaukuma maiņas 2009. gadā — NEAS ietilpst uzņēmumā Nordkraft AS (“Nordkraft”).
            
         6.   Notikumi, kuri noveda pie koncesijas elektroenerģijas pārdošanas
   
   
               (17)
            
            
               Līdz 1998. gada beigām Narvik pārdeva NEAS savas gada tiesības uz koncesijas elektroenerģiju aptuveni 128 GWh apmērā saskaņā ar īstermiņa un ilgtermiņa līgumiem. Tomēr Narvik 1999. gada sākumā, nespējot panākt vienošanos ar NEAS, pārdeva koncesijas elektroenerģiju elektroenerģijas biržā par tirgus cenām.
            
         
               (18)
            
            
               Pašvaldība 1999. gada martā organizēja konkursu par koncesijas elektroenerģijas pārdošanu uz atlikušo 1999. gada daļu. Narvik1999. gada 30. martā noslēdza līgumu ar augstākās cenas piedāvātāju Kraftinor AS. Cena bija NOK 109,50 par MWh. Tā kā Narvik maksāja par koncesijas elektroenerģiju NOK 111,10 par MWh kopā ar elektroenerģijas ievadīšanas tīklā izmaksām NOK 20 par MWh, tas saskaņā ar šo līgumu cieta zaudējumus aptuveni NOK 2,3 miljonu apmērā. Sākotnēji Narvik bija paredzējis pārpalikumu NOK 3,5 miljonu apmērā.
            
         
               (19)
            
            
               Pašvaldības padomes izpildkomiteja (“izpildkomiteja”) 1999. gada 19. oktobrī ieteica pašvaldības padomei, ka vispārējam pašvaldības koncesijas elektroenerģijas izmantošanas mērķim jābūt atdeves palielināšanai ilgtermiņā, lai izveidotu stabilu plānošanas perspektīvu. Šāda mērķa sasniegšanai ierosinātā stratēģija ietvēra četrus elementus:
               
                           1)
                        
                        
                           koncesijas elektroenerģiju pārdod augstākās cenas piedāvātājam saskaņā ar ilgtermiņa līgumiem ar fiksētu atdevi, tomēr iekļaujot korekcijas klauzulu, kurā paredzēts papildu ienākums, ja cenas ir ievērojami augstākas, nekā līguma slēgšanas brīdī plānotās cenas;
                        
                     
                           2)
                        
                        
                           koncesijas elektroenerģiju pārdod saskaņā ar dažāda termiņa dažādiem līgumiem, lai diversificētu risku;
                        
                     
                           3)
                        
                        
                           pašvaldības priekšsēdētājam piešķir pilnvaras slēgt nolīgumus atbilstīgi pašvaldības padomes pieņemtai stratēģijai; un
                        
                     
                           4)
                        
                        
                           peļņu no koncesijas elektroenerģijas pārdošanas nogulda fondā, kuru sadala saskaņā ar pašvaldības padomes lēmumiem.
                        
                     
         
               (20)
            
            
               Pašvaldības padome apstiprināja izpildkomitejas ieteikumu, izdarot vienu pašvaldības priekšsēdētāja ierosinātu korekciju un veicot grozījumu stratēģijā: tā vietā, ka pašvaldības priekšsēdētājam “tiek piešķirtas pilnvaras slēgt nolīgumus atbilstīgi pašvaldības padomes pieņemtai stratēģijai”, galīgajā lēmumā norādīja, ka, “sākot īstenot stratēģiju, NEAS tiek aicināts apspriest savas intereses, kas saistītas ar 9. novembra vēstulē pašvaldībai aprakstīto jautājumu”.
            
         
               (21)
            
            
               
                  NEAS1999. gada 9. novembra vēstulē tika apšaubīta ierosinātā stratēģija pārdot koncesijas elektroenerģiju saskaņā ar dažāda termiņa dažādiem līgumiem, lai diversificētu risku. Tā vietā NEAS ierosināja slēgt vienu ilgtermiņa līgumu (“piemēram, uz 50 gadiem”) un bija gatavs ietvert cenu korekcijas klauzulu līgumā ar Narvik.
            
         
               (22)
            
            
               Arī 1999. gada 15. aprīļa vēstulē NEAS apgalvoja, ka ir ieinteresēts slēgt ilgtermiņa līgumu par koncesijas elektroenerģiju iegādi, galvenokārt veicot vienreizēju avansa maksājumu vai kā alternatīvu izvēloties ilgtermiņa nomu, kas sākotnēji tika ieteikta uz 60 gadiem, un veicot gada maksājumus Narvik.
            
         
               (23)
            
            
               Papildus jautājumam par koncesijas elektroenerģiju tika apspriesta arī NEAS turpmākā loma tirgū, kā arī Narvik kā NEAS īpašnieka loma.
            
         
               (24)
            
            
               Saskaņā ar Norvēģijas iestāžu informāciju NEAS tajā laikā apsvēra plašu reģionālu elektroenerģijas uzņēmumu konsolidāciju un valsts/starptautisko uzņēmumu ienākšanu vietējā tirgū. NEAS bija jāstiprina pašu kapitāla bāze, lai iegūtu citu elektroenerģijas uzņēmumu akcijas, īpaši Nordkraft AS. NEAS arī parakstīja nodomu vēstules ar Hålogaland Kraft AS un Vesterålskraft AS, lai izveidotu reģionālu ražošanas uzņēmumu un reģionālu elektroenerģijas transportēšanas uzņēmumu. Tika plānots, ka šīs pārmaiņas stāsies spēkā no 2001. gada 1. janvāra. Tika paredzēts, ka Narvik — NEAS vienīgais īpašnieks — iepludinās NEAS papildu pašu kapitālu, lai NEAS varētu pabeigt šos darījumus, apvienojot pašu kapitālu un piesaistīto kapitālu.
            
         
               (25)
            
            
               Pašvaldības padomes sanāksmē 1999. gada 16. decembrī tika nolemts, ka sarunu grupai, kurā ietilpst pašvaldības priekšsēdētājs, pašvaldības priekšsēdētāja vietnieks, opozīcijas vadītājs, kā arī pašvaldības administrācijas direktors, direktora vietnieks un iepirkumu daļas vadītājs (“sarunu grupa”), būtu kopā jānovērtē pašvaldības īpašumtiesību daļas NEAS, uzņēmuma kapitāla vajadzības un koncesijas elektroenerģijas izmantošana.
            
         7.   Ārējie novērtējumi
   
   
               (26)
            
            
               
                  NEAS pasūtīja divus ziņojumus no Arthur Andersen (“AA”) un Deloitte & Touche (“DT”), lai noteiktu koncesijas elektroenerģijas par ministrijas cenu vērtību. AA ziņojumā piemēro neto pašreizējās vērtības (“NPV”) metodoloģiju, bet netiek plaši aprakstīti tās pamatā esošie pieņēmumi. Arī DT ziņojumā izmanto NPV metodoloģiju, bet atšķirībā no AA ziņojuma plašāk skaidro attiecīgus pieņēmumus un aprēķinus. Piemēram, DT ziņojumā sīki skaidro, kā, izmantojot kapitāla aktīvu cenu noteikšanas modeli („CAPM”), tiek noteikta vajadzīgā atdeve un kā tiek noteiktas uzņēmuma vidējās svērtās kapitāla izmaksas (“WACC”). Analīzē ietverts arī detalizēts koncesijas cenas aprēķina apraksts un jutīguma analīze, pamatojoties uz pakāpeniskām elektroenerģijas cenu un WACC izmaiņām.
            
         
               (27)
            
            
               
                  Narvik pasūtīja divus ziņojumus no Danske Securities (“DS1” un “DS2”). Pirmajā ziņojumā DS1 tika paredzēts, ka Danske Securities novērtēs, vai pašvaldībai ir vai nav jāpārdod savas tiesības uz koncesijas elektroenerģiju tirgū vai jānodod tās NEAS. Ziņojumā DS1 Danske Securities pēc savas iniciatīvas sniedza tiesību uz koncesijas elektroenerģiju vērtības aplēsi 50 gadiem. Papildus pieņēmumiem par elektroenerģijas cenu turpmāko attīstību Danske Securities sniedza ierobežotus norādījumus par to, kā tika aprēķināta tiesību uz koncesijas elektroenerģiju vērtība.
            
         
               (28)
            
            
               Ziņojumā DS2 Danske Securities pieprasīja trīs tirgus dalībniekiem iesniegt paredzamo cenu un izmaksas: CBF Kraftmegling AS (“CBF”), Norwegian Energy Brokers AS (“NEB”) un Statkraft SF (“Statskraft”). Izmantojot šo informāciju, Danske Securities aprēķināja tiesību uz koncesijas elektroenerģiju lēsto tirgus vērtību. Saskaņā ar CBF datiem pamatscenārija aplēse bija NOK 127 miljoni. Saskaņā ar NEB datiem pamatscenārija aplēse bija NOK 75 miljoni. Tā kā NEB nekoriģēja paredzamo cenu un izmaksas, ņemot vērā inflāciju, Danske Securities uzsvēra, ka neuzskata NEB datus par ticamiem. Saskaņā ar Statkraft datiem pamatscenārija aplēse bija NOK 115-140 miljoni. Pamatojoties uz trīs minētajiem vērtības novērtējumiem, Danske Securities secināja, ka lēstajai tiesību uz koncesijas elektroenerģiju NPV jābūt diapazonā no NOK 100 līdz NOK 140 miljoniem.
            
         
               (29)
            
            
               Nākamajā tabulā ir apkopoti četri minētie ziņojumi. Turpmāk tekstā šie ziņojumi kopā saukti par “četriem ziņojumiem”.
               
                           Ziņojums
                        
                        
                           Ziņojuma autors
                        
                        
                           Ziņojuma datums
                        
                        
                           Ziņojuma pasūtītājs
                        
                        
                           Novērtētais koncesijas elektroenerģijas apjoms (GWh) (14)
                           
                        
                        
                           Laikposms (gados)
                        
                        
                           Lēstā NPV (miljonos 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.   Iekšēji novērtējumi
   
   
               (30)
            
            
               Papildus ārējam ekspertu atzinumam Narvik pašvaldības iepirkumu daļas vadītājs izstrādāja savus novērtējumus.
            
         
               (31)
            
            
               Pirmajā — izpildkomitejai iesniegtajā novērtējumā 1999. gada oktobrī — viņš secināja, ka attiecībā uz ilgtermiņa līgumiem, kas tika definēti kā līgumi uz 1040 gadiem, vispārējais pašvaldības risks ir augsts.
            
         
               (32)
            
            
               Otrajā — sarunu grupai iesniegtajā novērtējumā 2000. gada 16. martā —tika aplūkoti dažādi koncesijas elektroenerģijas izmantošanas risinājumi. Taču līdz tam sarunu grupa bija sašaurinājusi viņa pilnvaras un tajās ietilpa tikai riska novērtēšana, norēķinu termiņi, nodokļu ietekme un peļņas palielināšana, izmantojot trīs scenārijus (visos paredzēts, ka Narvik nodod tiesības uz koncesijas elektroenerģiju NEAS uz 50 gadiem un samazina savas īpašumtiesību daļas NEAS). Neraugoties uz to, otrajā novērtējumā iepirkumu daļas vadītājs joprojām galveno uzmanību pievērsa līguma termiņa nozīmei. Viņa novērtējumā par tiesību uz koncesijas elektroenerģiju galējo vērtību laika gaitā bija teikts, ka “uz ļoti ilgu termiņu, piemēram, uz 50 gadiem, noslēgts līgums nodrošina mums kā pārdevējiem ļoti nelielu papildu vērtību salīdzinājumā ar līgumu uz īsāku termiņu (piemēram, uz 20 gadiem par NOK 83 miljoniem)”.
            
         
               (33)
            
            
               Pēc iekšējām apspriedēm par ilgtermiņa līguma priekšrocībām un trūkumiem sarunu grupa ieteica pašvaldības padomei līgumu uz 50,5 gadiem kā piemērotu līdzekli pašvaldības riska mazināšanai un ilgtermiņa plānošanas perspektīvas nodrošināšanai.
            
         9.   Koncesijas elektroenerģijas pārdošana
   
   
               (34)
            
            
               
                  NEAS vēlējās iegādāties tikai koncesijas elektroenerģiju par ministrijas cenu 116,3 GWh apmērā. Sarunās ar uzņēmumu Narvik uzstāja, ka tiesības uz koncesijas elektroenerģijas iegādi bija izmantotas pilnībā un ka koncesijas elektroenerģija par pašizmaksas cenu 11,7 GWh apmērā ir jāpievieno koncesijas elektroenerģijai par ministrijas cenu.
            
         
               (35)
            
            
               Puses 2000. gada maijā galīgi vienojās, ka nolīgumā tiks iekļauta visa koncesijas elektroenerģija 128 GWh apmērā un ka NEAS jāmaksā par koncesijas elektroenerģiju par ministrijas cenu NOK 120 miljoni un par koncesijas elektroenerģiju par pašizmaksas cenu NOK 6 miljoni.
            
         
               (36)
            
            
               Pašvaldības padome 2000. gada 25. maijā formāli nolēma, ka pašvaldībai jāpārdod savas gada tiesības uz koncesijas elektroenerģiju 128 GWh apmērā NEAS uz 50,5 gadiem par NOK 126 miljoniem.
            
         
               (37)
            
            
               
                  Narvik un NEAS2000. gada 16. oktobrī piešķīra nolīgumam oficiālu statusu, parakstot līgumu, saskaņā ar kuru Narvik pārdeva tiesības uz koncesijas elektroenerģiju atbilstīgi iepriekš aprakstītajiem nosacījumiem. Līgumā neietvēra cenas korekcijas mehānismu, un nauda bija jāmaksā kā vienreizējs avansa maksājums.
            
         
               (38)
            
            
               
                  Narvik un NEAS2000. gada 29. novembrī parakstīja papildu nolīgumu, saskaņā ar kuru par tiesību uz koncesijas elektroenerģiju iegādi NEAS apņēmās maksāt Narvik NOK 60 miljonus naudā un pārējos NOK 66 miljonus kā pašu kapitāla ieguldījumu natūrā, kas tiks iepludināts NEAS (kurš tajā laikā 100 % apmērā piederēja pašvaldībai).
            
         10.   
         NEAS akciju pārdošana
   
   
               (39)
            
            
               
                  Narvik 2001. gadā pārdeva 49,99 % no savām akcijām Vesterålskraft AS un Hålogalandskraft AS.
            
         11.   Piezīmes no Norvēģijas iestādēm
   
   
               (40)
            
            
               Norvēģijas iestādes uzskata, ka līgums ar NEAS tika noslēgts saskaņā ar tirgus nosacījumiem. Pirmkārt, tās uzsvēra, ka līgums tika noslēgts, jo Narvik finansiālais stāvoklis bija saspringts un tam trūka likvīdo līdzekļu. Otrkārt, NEAS bija jāveic rekapitalizācija, lai restrukturētu uzņēmumu un izveidotu lielāku reģionālu uzņēmumu. Visbeidzot, līguma noslēgšanas laikā pašvaldība bija pārdevusi koncesijas elektroenerģiju ar zaudējumiem, jo koncesijas elektroenerģijas cena bija augstāka, nekā tirgū saņemtā cena. Piemēram, laikposmā no 1999. gada aprīļa līdz decembrim Narvik zaudēja NOK 2,3 miljonus no koncesijas elektroenerģijas pārdošanas.
            
         
               (41)
            
            
               Attiecībā uz jautājumu par regulatīvo risku Norvēģijas iestādes skaidroja, ka NEAS uzņemas visu risku. Tās apgalvo, ka, visticamāk, risks ir saistīts ar koncesijas elektroenerģijas samazinātu daudzumu, nevis ar palielinātu daudzumu, kas samazinātu atbalsta saņemšanas iespēju.
            
         
               (42)
            
            
               Norvēģijas iestādes apgalvo, ka piemērots tirgus kritērijs nolīgumam uz 50,5 gadiem ir pastāvīga elektrostacijas pārdošana un ka, veicot korekciju, lai ņemtu vērā attiecīgas atšķirības, NEAS iegūtās cenas atbilda elektrostaciju pārdošanas cenu līmenim tajā paša laikposmā.
            
         
               (43)
            
            
               Norvēģijas iestādes izmanto datus par elektrostaciju pārdošanas cenu 2000. gadā no tā sauktā 2000. gada elektroenerģijas tirgus reālā laika pārskata, ko izstrādāja Pareto (“Pareto pārskats”). Šajā pārskatā norādīts, ka 2000. gadā pārdoto elektrostaciju tirgus cenas svārstījās no NOK 1,64 līdz NOK 1,77 par gada ražošanas jaudas kWh. Narvik pārdeva tiesības uz koncesijas elektroenerģiju aptuveni par NOK 1,00 par gada ražošanas jaudas kWh. Saskaņā ar Norvēģijas iestāžu informāciju starpību starp šiem skaitļiem var skaidrot ar turpmāk minētajiem faktoriem.
            
         
               (44)
            
            
               Pirmkārt, 2000. gadā jaunākās elektrostacijās parastas darbības izmaksas, tostarp atkārtots ieguldījums (bez nolietojuma), bija aptuveni NOK 0,05 par kWh gadā (pieskaitot ievadīšanas tīklā izmaksas). NEAS paredzamais maksājums sastāvēja no divām daļām: aptuveni NOK 0,10 par kWh gadā (pieskaitot ievadīšanas tīklā izmaksas) par koncesijas elektroenerģiju par ministrijas cenu un NOK 0,14-0,178 par kWh gadā (pieskaitot ievadīšanas tīklā izmaksas) par koncesijas elektroenerģiju pirms 1959. gada 10. aprīļa. Paredzamā tirgus cena 2000. gadā bija aptuveni NOK 0,12 par kWh. Tāpēc 2000. gada scenārija īstenošanas rezultātā elektrostacijas īpašnieks iegūtu neto peļņu NOK 0,07 par kWh salīdzinājumā ar NOK 0,02 par koncesijas elektroenerģijas kWh. Līguma slēgšanas laikā 2010. gada lēstā cena bija NOK 0,20. Pamatojoties uz šo aplēsi, 2010. gada scenārija īstenošanas rezultātā elektrostacijas īpašnieks iegūtu neto peļņu NOK 0,15 par kWh salīdzinājumā ar NOK 0,10 par koncesijas elektroenerģijas kWh.
            
         
               (45)
            
            
               Otrkārt, Norvēģijas iestādes apgalvo, ka cenas par 5 elektrostaciju pārdošanu saskaņā ar Pareto pārskatu jāsamazina par aptuveni 10-15 %, piemērojot kapitalizācijas likmi 4 % apmērā, lai izlīdzinātu starpību starp kapitalizācijas gadījumiem neierobežotā laikposmā (kapitalizācijas koeficients 25) un 50 gadu laikā (kapitalizācijas koeficients 21,48).
            
         
               (46)
            
            
               Turklāt Norvēģijas iestādes papildināja, ka sākumposmā ir vērojama lielākā ietekme uz NPV aprēķinu un ka parasti lielas atkārtota ieguldījuma izmaksas īpašniekiem rodas vēlākā posmā, un tāpēc tās tikai nedaudz samazina NPV aprēķinu.
            
         
               (47)
            
            
               Ņemot to vērā, Norvēģijas iestādes apgalvo, ka pastāv cieša korelācija starp, no vienas puses, elektrostaciju pārdošanu par aptuveni NOK 1,64—1,77 par gada ražošanas jaudas KWh un, no otras puses, īres maksām (maksājums par piekļuvi elektroenerģijai uz 50,5 gadiem) aptuveni NOK 1,00 apmērā par koncesijas elektroenerģijas kWh.
            
         
               (48)
            
            
               Tāpēc Norvēģijas iestādes apgalvo, ka salīdzinājums, ar kuru koriģē minētos faktorus, parāda, ka NEAS par koncesijas elektroenerģiju maksātā cena bija salīdzināma ar tajā pašā laikposmā pārdoto elektrostaciju cenu, un piebilst, ka secinājums par cenu līmeni tiek pamatots ar DT ziņojumu un diviem DS ziņojumiem, kuri tika izstrādāti pirms koncesijas elektroenerģijas līguma noslēgšanas uz 50,5 gadiem.
            
         
               (49)
            
            
               Atsaucoties uz Iestādes pamatnostādnēm par valsts atbalsta elementiem, publiskām iestādēm pārdodot zemi un ēkas (“SOL”) (16), Norvēģijas iestādes apgalvo, ka konkurētspējīga un beznosacījumu konkursa procedūra ir vienīgā metode, kuru Iestāde atzīst tirgus cenu noteikšanai, lai pārdotu valsts aktīvus. Norvēģijas iestādes uzsver, ka pamatnostādnēs par valsts atbalsta elementiem, publiskām iestādēm pārdodot zemi un ēkas, Iestāde arī atzīst, ka ar atbalstu nesaistītu tirgus cenu var noteikt, izmantojot neatkarīgu ekspertu vērtējumu. Norvēģijas iestādes norāda, ka DT un divi DS ziņojumi tika izstrādāti pirms līguma uz 50,5 gadiem noslēgšanas. Otrajā DS ziņojumā vērtību noteica, izmantojot “tiešu tirgus izpēti”, kuras rezultātā, kā norāda Norvēģijas iestādes, veica tādu pašu tirgus pārbaudi kā saistībā ar konkursa procedūru. Norvēģijas iestādes arī norāda, ka galīgā cena tika noteikta trīs novērtējumu augstākajā līmenī.
            
         
               (50)
            
            
               Norvēģijas iestādes apgalvo, ka cenas korekcijas klauzulas neietveršana bija atbilstoša, jo iepirkuma cenu samaksāja kā vienreizēju maksājumu un nevis norises gaitā. Norvēģijas iestādes apgalvo, ka, tā kā pārdošana notika ar avansa maksājumu — daļēji skaidrā naudā, daļēji kā ieguldījums natūrā — līdzīgi pastāvīgai elektrostacijas pārdošanai, ir “nedabiski un ļoti neparasti” ietvert cenas korekcijas mehānismu. Turklāt Norvēģijas iestādes apgalvo, ka, ņemot vērā ieguldījuma natūrā modeli, sekojoša korekcija varētu būt bijusi nelikumīga saskaņā ar Likuma par sabiedrībām ar ierobežotu atbildību (17) noteikumiem.
            
         12.   Piezīmes no trešām personām
   
   
               (51)
            
            
               Viena trešā persona, NEAS (tagad Nordkraft), iesniedza piezīmes par Lēmumu Nr. 393/11/COL. NEAS lielā mērā piekrīt Norvēģijas iestāžu viedoklim.
            
         II.   NOVĒRTĒJUMS
   
   1.   Valsts atbalsta esamība
   
   
               (52)
            
            
               EEZ līguma 61. panta 1. punktā ir noteikts:
               „Ja šajā līgumā nav noteikts citādi, jebkurš atbalsts, ko piešķir EK dalībvalstis, EBTA valstis vai ko jebkādā citā veidā piešķir no valsts līdzekļiem un kas izkropļo vai draud izkropļot konkurenci par labu atsevišķiem uzņēmumiem vai atsevišķu preču ražošanai, ciktāl šāds atbalsts ietekmē tirdzniecību starp līgumslēdzējām pusēm, nav savienojams ar šā līguma darbību.”
            
         
               (53)
            
            
               No šā noteikuma izriet, ka valsts atbalsta esamību var konstatēt, ja saņēmējam ar pasākumu piešķir ekonomisku priekšrocību. Turpmāk Iestāde novērtē šādas ekonomiskas priekšrocības esamību konkrētajā gadījumā.
            
         2.   Ekonomiska priekšrocība
   
   
               (54)
            
            
               Eiropas Savienības Tiesa ir noteikusi, ka, lai apstiprinātu, vai valsts pasākums ir atbalsts, jānosaka, vai atbalsta saņēmējam uzņēmumam rodas ekonomiska priekšrocība, kas tam nebūtu radusies parastos tirgus apstākļos (18). Lai konstatētu ekonomiskas priekšrocības esamību, Iestāde piemēro (hipotētiska) tirgus ekonomikas ieguldītāja principu (19).
            
         
               (55)
            
            
               Ja attiecīgais darījums būtu veikts saskaņā ar tirgus ekonomikas ieguldītāja principu, t. i., ja pašvaldība būtu pārdevusi tiesības uz koncesijas elektroenerģiju par to tirgus vērtību, un cena un darījuma nosacījumi būtu bijuši pieņemami saprātīgam privātam investoram tirgus ekonomikā, darījums nebūtu piešķīris ekonomisku priekšrocību NEAS un nebūtu saistīts ar valsts atbalsta piešķiršanu. Pretējā gadījumā varētu būt ietverts valsts atbalsts, ja darījums netiktu veikts par tirgus cenu.
            
         
               (56)
            
            
               Veicot novērtējumu, Iestāde nevar aizstāt Narvik komerciālo lēmumu ar savu lēmumu, un tas nozīmē, ka pašvaldībai kā tiesību uz koncesijas elektroenerģiju īpašniecei, ir zināma lemšanas brīvība attiecībā uz savu darbības veidu parastos konkurences apstākļos.
            
         
               (57)
            
            
               Līguma starp pašvaldību un NEAS cenu un nosacījumu novērtējums būtu jābalsta uz informāciju, kas Narvik bija pieejama līguma slēgšanas laikā. Kopumā kompetents ex ante novērtējums būtu pietiekams, lai izslēgtu valsts atbalsta esamību, pat tad, ja novērtējumā izmantotie pieņēmumi vēlāk izrādītos kļūdaini.
            
         
               (58)
            
            
               Turpmāk Iestāde novērtē, vai Narvik, slēdzot līgumu par savu tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošanu, rīkojās kā privāts tirgus ieguldītājs.
            
         
               (59)
            
            
               Iestāde ņem vērā kontekstu, kurā darījums tika veikts. Saskaņā ar Norvēģijas iestāžu sniegto informāciju Iestāde saprot, ka līguma slēgšanas laikā pašvaldībai bija vajadzīga gan piekļuve likvīdiem līdzekļiem (lai pildītu savas kredītsaistības), gan kapitāls, kuru iepludināt NEAS. Turklāt tiek norādīts, ka, izdarot ieguldījumu natūrā, ar Likumu par sabiedrību ar ierobežotu atbildību tiek aizliegts iekļaut līgumā cenas korekcijas mehānismu. Turklāt 1999. gadā, pirms pārdošanas nolīguma noslēgšanas 2000. gadā, Narvik cieta zaudējumus no koncesijas elektroenerģijas pārdošanas. Tāpēc pašvaldība nolēma pārdot savas tiesības uz koncesijas elektroenerģiju uz ilgāku termiņu, vienlaicīgi pildot skaidri noteikto stratēģiju, kurā paredzēta atdeves no koncesijas elektroenerģijas palielināšana.
            
         
               (60)
            
            
               Norvēģijas iestādes apgalvoja, ka Iestādei būtu jāvar izslēgt priekšrocības esamība, konkrētajā gadījumā piemērojot SOL principus. Iestāde norāda, ka, lai gan SOL neattiecas uz tiesību uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu, SOL tiek paredzētas divas metodes, ar kurām parasti valsts iestādes var iegūt tirgus cenu valsts īpašumā esošas zemes un ēku pārdošanai un attiecīgi nodrošināt, ka pārdošana neietver valsts atbalsta piešķiršanu. Pirmā metode, kā izslēgt atbalsta elementu, ir pārdošana, izmantojot beznosacījumu izsoles procedūru. Otrā metode ir pārdošana par cenu, kas noteikta neatkarīga eksperta novērtējumā, kurš izstrādāts saskaņā ar vispārpieņemtiem vērtēšanas standartiem.
            
         
               (61)
            
            
               Iestāde norāda, ka aktīvu pārdošana, izmantojot beznosacījumu izsoles procedūru, parasti izslēdz priekšrocības esamību. Vismaz pilnīgi atklātās procedūrās, kurās ir vairāk nekā viens solītājs (20). Tomēr Narvik nepārdeva tiesības uz koncesijas elektroenerģiju, izmantojot beznosacījumu izsoles procedūru.
            
         
               (62)
            
            
               Taču Narvik un NEAS katrs pasūtīja divus novērtējumus no ārējiem padomdevējiem, kā aprakstīts iepriekš 26.‒29. apsvērumā. Tomēr ne DS1, ne DS2 un ne AA ziņojumā nav pilnībā paskaidrots, kura metode tiek izmantota, lai veiktu vērtības novērtējumus. Tā kā nav papildu skaidrojumu, Iestāde nevar novērtēt, vai tirgus vērtības novērtējumi ir izstrādāti saskaņā ar vispārpieņemtiem tirgus rādītājiem un vērtēšanas standartiem. Tāpēc Iestāde uzskata, ka, novērtējot tiesību uz koncesijas elektroenerģiju vērtību, DS1, DS2 un AA ziņojumu nozīme ir neliela. Taču DT ziņojumā tiek sniegts detalizēts novērtējumu skaidrojums. Līdz ar to tā rezultātus var testēt un pārbaudīt. Tāpēc Iestāde uzskata, ka DT ziņojums ir ticamākais ziņojums. Iestāde uzskata, ka fakts, ka visos četros ziņojumos ir iegūti līdzīgi rezultāti (21), apstiprina DT ziņojuma rezultātus un, protams, arī trīs pārējo ziņojumu rezultātus.
            
         
               (63)
            
            
               Iestāde norāda, ka, lai gan parasti neatkarīga vērtētāja noteikto cenu var izmantot, lai izslēgtu priekšrocības esamību saistībā ar tādas zemes vai ēku pārdošanu, kuras ir viegli novērtēt un ar kurām ir veikti vairāki darījumi, tas neattiecas uz zemi un ēkām ar unikālākām īpatnībām vai, ja ar to pārdošanu saistītie apstākļi var radīt šaubas, vai eksperta novērtējums atspoguļo faktisko īpašuma tirgus vērtību (22).
            
         
               (64)
            
            
               Kā skaidrots turpmāk, fiksētas cenas elektroapgādes līgumi, kuru termiņš pārsniedz 6 gadus, ir neparasti un nav bieži sastopami. Tā kā nav tāda tirgus, kurā var iegūt salīdzināmās cenas, kā arī elektroenerģijas cenu svārstību dēļ, eksperta novērtējums ir mazāk piemērots instruments, lai noteiktu tirgus cenu fiksētas cenas elektroenerģijas līgumā uz 50,5 gadiem (23).
            
         
               (65)
            
            
               Katrā ziņā Iestāde atgādina, ka uz valsts zemes un ēku pārdošanu attiecas nevis SOL, bet tirgus ekonomikas ieguldītāja tests, kuru piemēro, lai novērtētu, vai valsts iestādes noslēgtais elektroenerģijas līgums ietver uzņēmumam “labvēlīgu” priekšrocību. Apstiprinot Eiropas Komisijas (“Komisija”) pieeju lietā, kas attiecas uz Ungārijas iestāžu noslēgtiem ilgtermiņa elektroenerģijas līgumiem (24), Vispārējā tiesa lietā Budapesti Erőmű Zrt/Komisija apstiprināja, ka vispārīgais tirgus ekonomikas ieguldītāja princips attiecas uz ilgtermiņa elektroenerģijas līgumiem.
            
         
               (66)
            
            
               Šajā lietā Komisija apskatīja galvenās prakses, ko izmanto komersanti Eiropas elektroenerģijas tirgos un kas attiecās uz šīs analīzes tematu, un novērtēja, vai konkrētā lieta atbilst šīm praksēm vai arī līgumi tika noslēgti saskaņā ar nosacījumiem, kurus uzņēmējs nepieņemtu, ja rīkotos tikai saskaņā ar komerciāliem apsvērumiem (25).
            
         
               (67)
            
            
               Komisija konstatēja, ka Eiropas tirgū reti tiek noslēgti ilgtermiņa elektroenerģijas līgumi, kuru termiņš pārsniedz 6 gadus (26). Iestādei pieejamā informācija apstiprina šo konstatējumu. Tāpēc, ja vispār ir tādi ilgtermiņa elektroenerģijas līgumi, kuros paredzēta tās elektroenerģijas cena, ko pārdos turpmāko 50,5 gadu laikā, tad to ir nedaudz.
            
         
               (68)
            
            
               Tomēr potenciālajiem elektrostaciju pircējiem un pārdevējiem ir jāveic ilgtermiņa nākotnes elektroenerģijas cenu aplēses. Pamatojoties uz to, Norvēģijas iestādes apgalvoja, ka Narvik tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošana būtu jāsaista ar hidroelektrostacijas pārdošanu. Lai pamatotu šo argumentu, Norvēģijas iestādes ir iesniegušas Iestādei Pareto pārskatu, kurā ietverts 2000. gadā Norvēģijā pārdoto 5 hidroelektrostaciju pārskats.
            
         
               (69)
            
            
               Norvēģijas iestādes apgalvo, ka gan hidroelektrostacijas pārdošanas gadījumā, gan Narvik tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošanas gadījumā pārdošanas cenas atspoguļo paredzamo ražošanas apjoma naudas plūsmas NPV. Tādējādi, tāpat kā Narvik un NEAS konkrētajā gadījumā, ikvienam hidroelektrostacijas pircējam vai pārdevējam būs jānovērtē elektrostacijas vērtība, pamatojoties uz paredzamajiem ienākumiem no ražošanas, no kuriem atņemtas paredzamās izmaksas, kas iegūtas, piemērojot attiecīgu diskonta likmi tik ilgi, cik jaunais īpašnieks var izmantot attiecīgo hidroelektroenerģiju.
            
         
               (70)
            
            
               Norvēģijas iestādes apgalvo, ka, pēc cenu koriģēšanas ar attiecīgiem koeficientiem, Pareto ziņojumā minētās piecu hidroelektrostaciju cenas var salīdzināt ar cenu, kas saņemta, pārdodot Narvik tiesības uz koncesijas elektroenerģiju. Šajā saistībā Iestāde norāda uz Norvēģijas iestāžu minētajiem korekcijas koeficientiem, kā skaidrots iepriekš I.11. nodaļā.
            
         
               (71)
            
            
               Piecu hidroelektrostaciju pārdošanas cenu diapazons bija NOK 1,66—1,74 par ražošanas jaudas kWh. Pastāvīga aktīva pārdošana palielinās aktīva NPV salīdzinājumā ar tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošanu uz 50,5 gadiem, jo tiek pieņemts, ka ar aktīvu saistītā naudas plūsma pēc 50,5 gadiem būs pozitīva. Norvēģijas iestādes izmantoja 4 % kapitalizācijas likmi, kuras rezultātā veica negatīvu pārdošanas cenas korekciju par aptuveni 10-15 %, lai salīdzinātu pastāvīgu pārdošanu ar koncesijas elektroenerģijas pārdošanu uz laiku (27).
            
         
               (72)
            
            
               Otrā atšķirība starp pastāvīgu pārdošanu un tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošanu uz 50,5 gadiem attiecas uz izmaksu bāzi, ko izmanto NPV modelī — kopējās ražošanas izmaksas/ koncesijas cena. Norvēģijas iestādes apgalvoja, ka jaunākās elektrostacijās parastas darbības izmaksas, tostarp atkārtots ieguldījums, veidoja aptuveni NOK 0,05 par kWh, bet ministrijas cena tajā laikā bija aptuveni NOK 0,10 par kWh.
            
         
               (73)
            
            
               Lai novērtētu, vai elektrostaciju cenas veido pietiekamu norādi uz koncesijas elektroenerģijas tirgus cenu, sīkāk jāaplūko katrs pamatojuma elements. Iestādes novērtējuma pamatā ir Norvēģijas iestāžu sniegtā informācija un cita publiski pieejama informācija.
            
         
               (74)
            
            
               Turpmākajā analīzē visos aprēķinos tiek izmantoti nominālie skaitļi (28).
            
         
               (75)
            
            
               
                  Pareto pārskatā piecu minēto hidroelektrostaciju pārdošanas cenas bija diapazonā no NOK 1,66 līdz NOK 1,74 par ražošanas jaudas kWh. Ekonomisko konsultāciju biroja Econ Pöyry izstrādātajā ziņojumā, kurā tika analizēta elektrostaciju pārdošana laikposmā no 1996. gada līdz 2005. gadam, vidējā darījumu vērtība 2000. gadā bija nedaudz augstāka — aptuveni NOK 1,85. Saskaņā ar to pašu ziņojumu tāda pati aptuvenā cena tika saņemta arī 1999. gadā. Tāpēc, šķiet, ka salīdzināšanai izmantotais cenu diapazons bija nedaudz augstāks, nekā Pareto pārskatā izmantotais diapazons. Tā kā ECON ziņojumā atsaucas uz augstāku vidējo darījumu vērtību nekā Pareto pārskatā, Iestāde turpmākajā analīzē izmantos diapazonu no NOK 1,70 līdz NOK 1,80.
            
         
               (76)
            
            
               Otrs vērā ņemamais faktors ir pastāvīgas pārdošanas un laikā ierobežotas pārdošanas uz 50,5 gadiem cenu līmeņu korekcija. Norvēģijas iestādes apgalvoja, ka atbilstošs korekcijas koeficients ir 10-15 %, pamatojoties uz kapitalizācijas likmi 4 % apmērā. Iestāde uzskata, ka kapitalizācijas likmes izvēle ir cieši saistīta ar diskonta likmes izvēli NPV modelī. Nominālvērtība pēc nodokļu diskonta likmes piemērošanas, kuru izmantoja DT ziņojumā, bija 6,8 %, bet AA ziņojumā — 7 %. Tiek arī norādīts, ka, novērtējot jaunus hidroelektrostaciju projektus, NVE izmantoja 6,5 % likmi (29). Pašizmaksas cenas aprēķina modelī izmanto 6 % likmi (30). Pamatojoties uz iepriekš minēto, Iestāde uzskata, ka atbilstoša diskonta likme un atbilstoša kapitalizācijas likme, kas jāpiemēro, salīdzinot pastāvīgu pārdošanu un laikā ierobežotu pārdošanu, ir diapazonā no 6 % līdz 7 % pēc nodokļu nomaksas. Tādējādi atbilstoša pastāvīgas pārdošanas un laikā ierobežotas pārdošanas uz 50,5 gadiem vērtības korekcija ir nevis 1015 %, kā apgalvoja Norvēģijas iestādes, bet drīzāk 45 %.
            
         
               (77)
            
            
               Trešais vērā ņemamais faktors ir paredzamā nākotnes elektroenerģijas tirgus cena. Kā skaidrots iepriekš, ir grūti prognozēt nākotnes elektroenerģijas cenu uz 50 gadiem vai ilgāk. Iepriekš aprakstītajos novērtējuma ziņojumos, jo īpaši AA un DT ziņojumā, paredzēja, ka elektroenerģijas tirgus cena arvien pieaugs 10-20 gadu laikposmā un pēc tam tā būs nemainīga reālos apstākļos (t. i., palielināsies tikai saskaņā ar paredzamo inflāciju) (31). No iepriekš minētā var secināt, ka tajā laikā tirgū tika panākts konsenss, ka nākotnes elektroenerģijas cenām ilgtermiņā joprojām jābūt nemainīgām reālos apstākļos un nav jāturpina palielināties (32). Iestāde pieņem, ka visi tirgus dalībnieki, arī tie, kuri pirka un pārdeva elektrostacijas tajā pašā laikā, kad notika tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošana, saskārās ar to pašu nenoteiktību attiecībā uz nākotnes elektroenerģijas cenu. Tāpēc nav pamata pieņemt, ka citiem tirgus dalībniekiem ir pieeja ievērojami atšķirīgai informācijai par paredzamo tirgus cenu.
            
         
               (78)
            
            
               Pārejot no ieņēmumiem pie izdevumiem, Norvēģijas iestāžu iesniegtajā salīdzinājumā minēts scenārijs, kurā pastāvīgas pārdošanas un koncesijas elektroenerģijas pārdošanas gadījumā izejošā naudas plūsma par kWh atšķiras par NOK 0,05, jo paredzamā koncesijas cena ir aptuveni NOK 0,10 un darbības izmaksas, tostarp atkārtots ieguldījums, ir aptuveni NOK 0,05.
            
         
               (79)
            
            
               Attiecībā uz ministrijas cenu par koncesijas elektroenerģiju Narvik un NEAS konsultanti paredzēja, ka cenas joprojām būs samērā nemainīgas reālos apstākļos, kas nozīmē, ka nav paredzams ne ievērojams efektivitātes pieaugums, ne lielas izmaksu bāzes svārstības. Principā, tika paredzēts, ka ministrijas cena par koncesijas elektroenerģiju palielināsies atbilstīgi inflācijai (33). Pamatojoties uz pieejamo informāciju, Iestāde uzskata, ka saprātīgam ieguldītājam būtu bijis jānonāk pie tādiem pašiem pieņēmumiem, un tāpēc pieņem, ka koncesijas elektroenerģijas cenai par pašizmaksas cenu nav būtiski jāmainās, veicot turpmāku analīzi. Šīs izmaksas veido attiecīgo izejošo naudas plūsmu koncesijas elektroenerģijas vērtības aprēķinā (34).
            
         
               (80)
            
            
               Tā kā ir vairāki mainīgie lielumi, kuri var ietekmēt naudas izdevumu līmeni laika gaitā, skaitlis NOK 0,05, kurā apvienotas darbības un atkārtota ieguldījuma izmaksas, ir jāpārskata, pamatojoties uz tā dažādajām sastāvdaļām.
            
         
               (81)
            
            
               Vispirms ir acīmredzami, ka elektrostacijai būs noteikts vispārējo darbības un ekspluatācijas izmaksu līmenis. Tiek pieņemts, ka hidroelektrostacijas darbības un ekspluatācijas izmaksas ir samērā zemas un nemainīgas diapazonā no NOK 0,02 līdz NOK 0,05 par kWh (35). To pamato ar datiem par izmaksām, kurus izmanto ministrijas cenas noteikšanai. Saskaņā ar šo modeli 2000. gadā paredzētā darbības un ekspluatācijas izmaksu kompensācija bija NOK 0,267 par kWh.
            
         
               (82)
            
            
               NPV aprēķinā izmanto arī citas izejošās naudas plūsmas. Ministrijas cenas aprēķinā no 2000. gada nodokļus kompensēja NOK 0,021 apmērā. Attiecīgajai elektrostacijai piemērotie nodokļi, protams, būtu atkarīgi no peļņas, bet, ņemot vērā, ka paredzēts izmantot ministrijas cenu kā reprezentatīvu cenu attiecībā uz parastu elektrostaciju vidējo cenu Norvēģijā, var pieņemt, ka ar nodokļiem saistītās izmaksas ir aptuveni NOK 0,02 par kWh.
            
         
               (83)
            
            
               Galīgā izejošo naudas plūsmu daļa NPV ir atkārtota ieguldījuma izmaksas, kuras ir lielā mērā atkarīgas no elektrostacijas atkārtota ieguldījuma vajadzību termiņa un apjoma. Iestāde saprot, ka uzskaites nolūkā hidroelektrostacijas dzīves ilgums ir 40 gadi (36), tomēr faktiskais dzīves ilgums var būt lielāks. Daudzos gadījumos atkārtota ieguldījuma apjoms ir ievērojams, un tāpēc, kā apgalvoja arī Norvēģijas iestādes, naudas izdošanas termiņam ir ļoti liela nozīme NPV aprēķinos. Ja atkārtots ieguldījums tiek veikts agrīnā aprēķina periodā, NPV samazinājums ir ievērojami lielāks, nekā tad, ja atkārtots ieguldījums notiek vēlākā aprēķina periodā. Tomēr Norvēģijas iestādes nav iesniegušas Iestādei informāciju par 1999. un 2000. gadā pārdoto hidroelektrostaciju atkārtota ieguldījuma vajadzībām, kuru tās izmanto kā salīdzinājuma pamatu. Iestāde norāda, ka visdrīzāk minētā informācija nav ātri pieejama vai viegli iegūstama, jo ir novecojusi un, iespējams, konfidenciāla.
            
         
               (84)
            
            
               Koriģējot attiecīgo hidroelektrostaciju cenas attiecībā uz divām iepriekš minētajām atšķirībām, laikposmu un izmaksu bāzi, Norvēģijas iestādes apgalvo, ka cenu diapazons no NOK 1,66 līdz NOK 1,74 par kWh ir salīdzināms ar par koncesijas elektroenerģiju saņemto cenu aptuveni NOK 1,00 par kWh (37). Kā skaidrots iepriekš, Iestādei pieejamā informācijā norādīts, ka 1999. un 2000. gada vidējā darījuma vērtība bija nedaudz augstāka par šo diapazonu (aptuveni NOK 1,85). Tāpēc Iestāde salīdzinās cenu diapazonu no NOK 1,70 līdz NOK 1,80 par kWh ar Narvik saņemto cenu NOK 1,00 apmērā.
            
         
               (85)
            
            
               Pirmās korekcijas mērķis būtu padarīt pastāvīgas pārdošanas cenas salīdzināmas ar cenām līgumā uz 50,5 gadiem. Iestāde ir izmantojusi kapitalizācijas likmi 6 % apmērā, kura samazina pastāvīgas pārdošanas vērtību par aptuveni 5,5 %. Tāpēc par elektrostacijas pārdošanu saņemto cenu salīdzināšanai paredzētais diapazons ir no NOK 1,61 līdz NOK 1,70. Neto naudas plūsmas starpību NOK 0,61—0,70 apmērā par kWh starp koncesijas elektroenerģijas cenām un elektrostacijas darbības izmaksām varētu skaidrot kā atšķirību, kas saistīta ar atbilstības nodrošināšanu tirgus ieguldītāja testam un atbalsta izslēgšanu.
            
         
               (86)
            
            
               Kā iepriekš minēts, tiek lēsts, ka kopējās darbības izmaksas ir diapazonā no NOK 0,02 līdz NOK 0,05 par kWh, kurām pieskaitīta aplēse NOK 0,02 apmērā par KWh nodokļu nomaksai, t. i., NOK 0,04—0,07 par kWh. Turklāt jāņem vērā atkārtoti ieguldījumi, kuru finansiālā ietekme ir atkarīga no termiņa un apjoma un tāpēc ir grūti izsakāma skaitļos.
            
         
               (87)
            
            
               Ņemot to vērā, Iestāde ir veikusi jutīguma analīzi attiecībā uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu 128 GWh apmērā (38) 50,5 gadu laikposmā. Iestāde ir pārbaudījusi dažādas izmaksu un diskonta likmju kombinācijas, kuru nominālvērtības diapazons pēc nodokļu diskonta likmes piemērošanas ir no 5,5 % līdz 7,5 % un kopējās darbības izmaksas svārstās no NOK 0,05 līdz NOK 0,09 par kWh, kā parādīts turpmākajā tabulā.
               
                           Jutīguma
                           analīze
                        
                        
                           Diskonta likme
                        
                     
                           5,5 %
                        
                        
                           6 %
                        
                        
                           6,5 %
                        
                        
                           7 %
                        
                        
                           7,5 %
                        
                     
                           Darbības izmaksas
                        
                        
                           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)
            
            
               Rezultāti nepārsniedz diapazonu no NOK 0,61 līdz NOK 0,70, ja darbības izmaksas ir NOK 0,09, piemērojot jebkuru diskonta likmi diapazonā no 5,5 % līdz 7,5 %, vai ja darbības izmaksas ir NOK 0,08 un diskonta likme ir 7,5 % vai lielāka. Šajos scenārijos starpība starp koncesijas elektroenerģijas cenu un darbības izmaksām ir tik neliela, ka, aprēķinot NPV starpību, nevar paskaidrot no pastāvīgas hidroelektrostacijas pārdošanas saņemto augstāko cenu starpību. Tomēr tas attiecas tikai uz tām situācijām, kurās darbības izmaksas, iekļaujot atkārtota ieguldījuma izmaksas, par 60—80 % pārsniedz Norvēģijas iestāžu piedāvātās izmaksu aplēses.
            
         3.   Secinājums un kopsavilkums
   
   
               (89)
            
            
               Pamatojoties uz Norvēģijas iestāžu sniegto informāciju, Iestāde ir izvērtējusi jautājumu par to, vai Narvik un NEAS līgums piešķīra priekšrocību NEAS. Iestāde konstatēja, ka četru ekspertu novērtējumiem bija neliela nozīme. Ir vairākas neskaidrības saistībā ar nākotnes elektroenerģijas cenu attīstību ilgākā laikposmā. Ilgtermiņa elektroenerģijas līgumi, kuros nav cenu korekcijas klauzulas, ir neparasti.
            
         
               (90)
            
            
               Turklāt nav skaidrs, vai elektrostaciju pārdošanu var salīdzināt ar koncesijas elektroenerģijas pārdošanu, jo pastāvīga pārdošana ir galīgs lēmums, kuru pieņemot, jānovērtē risks attiecībā uz bezgalīgu vai nākotnes vērtību. Tas neattiecas uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu, jo līgumā paredzētais optimālais termiņš varētu atšķirties, ņemot vērā risku un vērtību.
            
         
               (91)
            
            
               Taču Iestāde ir ņēmusi vērā īpašos lietas apstākļus, tostarp faktu, ka, pirms līguma uz 50,5 gadiem noslēgšanas ar NEAS, Narvik cieta zaudējumus no koncesijas elektroenerģijas pārdošanas, kā arī faktu, ka pašvaldībai bija vajadzīgi likvīdi līdzekļi, lai gan atmaksātu parādu, gan veiktu plānoto ieguldījumu NEAS.
            
         
               (92)
            
            
               Ņemot vērā šos konkrētos apstākļus, Iestāde pieņem argumentu, ka attiecīgo darījumu, neraugoties uz ļoti ilgo termiņu un neskaidrību par nākotnes elektroenerģijas cenām, var salīdzināt ar hidroelektrostaciju pārdošanu, kas notika 1999. un 2000. gadā. Tāpēc Iestāde šajā konkrētajā gadījumā pieņem, ka pārdoto hidroelektrostaciju cena veido pietiekamu norādi uz tirgus cenu saistībā ar attiecīgo tiesību uz koncesijas elektroenerģiju ilgtermiņa pārdošanu. Pamatojoties uz pierādījumiem, kurus Iestādei iesniedza Norvēģijas iestādes, un skaidrojumiem par attiecīgajām atšķirībām, šķiet, ka Narvik saņēma cenu, kura ir salīdzināma ar elektrostaciju pārdevumiem 1999. un 2000. gadā.
            
         
               (93)
            
            
               Pamatojoties uz šiem elementiem, Iestāde ir nonākusi pie secinājuma, ka Narvik, noslēdzot līgumu ar NEAS par tiesību uz koncesijas elektroenerģijas pārdošanu, rīkojās saskaņā ar savu rīcības brīvību kā tirgus ekonomikas ieguldītājs.
            
         
               (94)
            
            
               Tāpēc nevar uzskatīt, ka līgums piešķir priekšrocību NEAS, un tādējādi tas neietver valsts atbalstu EEZ līguma 61. panta nozīmē,
            
         IR PIEŅĒMUSI ŠO LĒMUMU.
   1. pants
   
      Narvik pašvaldības tiesību uz koncesijas elektroenerģiju pārdošana Narvik Energi AS neietver valsts atbalstu EEZ līguma 61. panta nozīmē.
   2. pants
   Šis lēmums ir adresēts Norvēģijas Karalistei.
   3. pants
   Autentisks ir tikai lēmuma teksts angļu valodā.
   
      Briselē, 2013. gada 19. jūnijā
      
         
            EBTA Uzraudzības iestādes vārdā –
         Oda Helen SLETNES
         
            priekšsēdētāja
         
         Sabine MONAUNI-TÖMÖRDY
         
            Kolēģijas locekle
         
      
   
   
      (1)  Publicētas OV C 121, 26.4.2012., 25. lpp. un EEZ papildinājumā Nr. 23, 26.4.2012., 1. lpp.
   
      (2)  Pasākums Nr. 504391.
   
      (3)  Pasākums Nr. 519710.
   
      (4)  Pasākums Nr. 532247-532256.
   
      (5)  Pasākums Nr. 626050.
   
      (6)  Skatīt 1. zemsvītras piezīmi.
   
      (7)  Pasākums Nr. 635920.
   
      (8)  Pasākums Nr. 639486.
   
      (9)  Pasākums Nr. 655297-655305.
   
      (10)  1917.12.14 Nr. 16 Lov om erverv av vannfall mv. (industrikonsesjonsloven) (“Rūpnieciskās licencēšanas likums”).
   
      (11)  1917.12.14 Nr. 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (“Ūdenskritumu likums”).
   
      (12)  Rūpnieciskās licencēšanas likuma 2. nodaļas 12. punkta 1. apakšpunkts.
   
      (13)  Rūpnieciskās licencēšanas likuma 2. panta 12. punkta 7. apakšpunkts.
   
      (14)  Šķiet, ka DS1, DS2 un DT ziņojumos ir ietverta koncesijas elektroenerģija par ministrijas cenu, kas saražota Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann un Norddalen. Lai gan DS2 ziņojumā nav skaidri noteikts novērtētās koncesijas elektroenerģijas apjoms, tomēr nekas neliecina, ka tas neietver to pašu apjomu, kas minēts DS1 ziņojumā. AA ziņojumā ir ietverta jau minēto elektrostaciju produkcija, izņemot Taraldsvik.
   
      (15)  Ar pamatscenārija vērtību NOK 87,7 miljoni.
   
      (16)  OV L 137, 8.6.2000., 28. lpp.
   
      (17)  1997.6.13 Nr. 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (“Likums par sabiedrībām ar ierobežotu atbildību”).
   
      (18)  Lieta C-39/94, SFEI v La Poste [1996], Recueil, I-3547. lpp., 60. punkts.
   
      (19)  Sīkāk tirgus ekonomikas ieguldītāja princips ir aprakstīts Iestādes pamatnostādnēs par valsts atbalsta noteikumu piemērošanu publiskiem uzņēmumiem ražošanas nozarē (OV L 274, 26.10.2000., 29. lpp.).
   
      (20)  Salīdziniet Iestādes pamatnostādnes par valsts atbalsta noteikumu piemērošana kompensācijai, kas piešķirta par vispārējas tautsaimnieciskas nozīmes pakalpojumu sniegšanu (vēl nav publicētas OV, pieejamas Iestādes tīmekļa vietnē:http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), 68. punkts.
   
      (21)  Iepirkuma cena NOK 120 miljonu apmērā, kuru vienojās maksāt par koncesijas elektroenerģiju par ministrijas cenu 116,3 GWh apmērā, ir vienāda ar lēsto NPV diapazona vidējo vērtību, kas minēta DT ziņojumā (NOK 110-130 miljoni), kā arī DS2 ziņojumā (NOK 100-140 miljoni). Turklāt cena pārsniedz DS1 ziņojumā norādīto diapazona vidējo vērtību (NOK 80-145 miljoni), kā arī AA ziņojumā norādīto diapazonu (NOK 71,4-117,4 miljoni par ministrijas cenas koncesijas elektroenerģiju 115,3 GWh apmērā).
   
      (22)  Neatkarīgu eksperta novērtējumu, kas atbilst attiecīgiem SOL kritērijiem, nevar vienmēr atzīt par īpašuma vai ēkas tirgus cenas patiesu atspoguļojumu, skatīt Iestādes Lēmumu Nr. 157/12/COL par zemes (ar zemesgrāmatas Nr. 271/8) pārdošanu, ko veic Oppdālas pašvaldība (OV L 350, 9.5.2012., 109. lpp.), II.6.2. iedaļa.
   
      (23)  Turklāt Iestāde norāda, ka četros ziņojumos nav novērtēta koncesijas elektroenerģijas par pašizmaksas cenu 11,3 GWh apmērā vērtība. Iestādei arī netika iesniegts neatkarīga eksperta vērtējums, kurā novērtēta minētā koncesijas elektroenerģijas vērtība. Norvēģijas iestādes ir tikai skaidrojušas, ka minētā koncesijas elektroenerģijas cena NOK 6 miljonu apmērā tika iegūta Narvik un NEAS sarunu gaitā. Šādos apstākļos Iestāde nevar novērtēt, vai koncesijas elektroenerģijas par pašizmaksas cenu 11,3 GWh apmērā pārdošana ir notikusi saskaņā ar SOL principiem. Turklāt AA ziņojumā nav ņemta vērā Taraldsvik (1 GWh) saražotās elektroenerģijas vērtība.
   
      (24)  Apvienotās lietas T-80/06 un T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt/Komisija [krājumā vēl nav publicēts], 65.‒69. punkts.
   
      (25)  Apvienotās lietas T-80/06 un T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt/Komisija [krājumā vēl nav publicēts], 68.‒69. punkts.
   
      (26)  Skatīt Komisijas Lēmumu Lietā C 41/05 Ungārijas piešķirtais valsts atbalsts elektroenerģijas iegādes līgumos (OV L 225, 27.8.2009., 53. lpp.), 200. punkts.
   
      (27)  Ņemot vērā 4 % kapitalizācijas likmi, faktiskais vērtības samazinājums būtu bijis aptuveni 14 %.
   
      (28)  Nominālā vērtība attiecas uz ekonomisko vērtību, kas izteikta valūtas vienībās attiecīgajā gadā. Savukārt pretēji, ar reālo vērtību koriģē nominālo vērtību, lai likvidētu vispārēja cenu līmeņa cenu izmaiņu (inflācija) ietekmi laika gaitā.
   
      (29)  NVE rokasgrāmata Nr. 1 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, 2007. gads, kas pieejama šādā tīmekļa vietnē: http://www.nve.no/Global/Konsesjoner/Fjernvarme/handbok1-07.pdf
   
      (30)  Skaitlis ir iegūts no šādas grāmatas: Thor Falkanger and Kjell Haagensen “Vassdrags- og energirett”, 2002. gads, 349. lpp.
   
      (31)  Skatīt AA ziņojumu un vairākus tajā minētos ziņojumus.
   
      (32)  Skatīt, piemēram: Frode Kjærland “Norsk vannkraft – “arvesølv solgt på billigsalg”?” 2009. gads, kas pieejams šādā tīmekļa vietnē: http://www.magma.no/norsk-vannkraft-arvesoelv-solgt-paa-billigsalg
   
      (33)  Skatīt DT ziņojumu, 4.3.1. iedaļu.
   
      (34)  Papildus ievadīšanas tīklā izmaksām, bet tā būs līdzvērtīga elektrostacijas pārdošanas scenārijam un tāpēc analīzē to var neņemt vērā.
   
      (35)  NVE rokasgrāmata Nr. 1, 2007. gads, 4.2.3. iedaļa un Sweco Grøner ziņojums Nr. 154650-2007,1, kas minēts Ot.prp. Nr. 107 (2008.‒2009. gads) 4.4. iedaļas 4.2. tabula, kas pieejams šādā tīmekļa vietnē: http://www.regjeringen.no/nn/dep/oed/dokument/proposisjonar-ogmeldingar/odelstingsproposisjonar/-2008-2009/otprp-nr-107-2008-2009-/4/4.html?id=569864
   
      (36)  NVE rokasgrāmata Nr. 1, 2007. gads, 4.2.2. iedaļas 2.2. atsauce.
   
      (37)  T. i., pārdošanas cena NOK 126 miljonu apmērā tiek dalīta ar gada koncesijas elektroenerģiju 128 GWh apmērā.
   
      (38)  Iestāde izmantoja NOK 0,10 kā ministrijas cenu un vienkāršības nolūkā NOK 1,5 kā pašizmaksas cenu, skatīt iepriekš 14. punktu.