CELEX: E2013C0258(01)
Language: cs
Date: 2013-06-19 00:00:00
Title: Rozhodnutí Kontrolního úřadu ESVO č. 258/13/KOL ze dne 19. června 2013 o ukončení formálního vyšetřovacího řízení týkajícího se prodeje nároku obce Narvik na koncesní energii společnosti Narvik Energi AS ( „NEAS“ ) (Norsko)

19.12.2013   
            
            
               CS
            
            
               Úřední věstník Evropské unie
            
            
               L 343/63
            
         ROZHODNUTÍ KONTROLNÍHO ÚŘADU ESVO
   č. 258/13/KOL
   ze dne 19. června 2013
   o ukončení formálního vyšetřovacího řízení týkajícího se prodeje nároku obce Narvik na koncesní energii společnosti Narvik Energi AS („NEAS“) (Norsko)
   KONTROLNÍ ÚŘAD ESVO (dále jen „Kontrolní úřad“),
   S OHLEDEM na Dohodu o Evropském hospodářském prostoru (dále jen „Dohoda o EHP“), a zejména na články 61 až 63 této dohody a protokol 26 k této dohodě,
   S OHLEDEM na Dohodu mezi státy ESVO o zřízení Kontrolního úřadu a Soudního dvora (dále jen „dohoda o Kontrolním úřadu a Soudním dvoru“), a zejména na článek 24 této dohody,
   S OHLEDEM na protokol 3 k dohodě o Kontrolním úřadu a Soudním dvoru (dále jen „protokol 3“), zejména na čl. 7 odst. 2 a čl. 13 odst. 1 části II tohoto protokolu,
   poté co vyzvala zúčastněné strany k předložení připomínek v souladu s výše uvedenými ustanoveními (1) a s ohledem na tyto připomínky,
   vzhledem k těmto důvodům:
   I.   SKUTEČNOSTI
   
   1.   Postup
   
   
               (1)
            
            
               Dopisem ze dne 7. ledna 2009 byla na obec Narvik (dále jen „Narvik“) podána stížnost týkající se prodeje nároku Narviku na koncesní energii společnosti Narvik Energi AS („NEAS“). Kontrolní úřad obdržel a zaevidoval dopis dne 14. ledna 2009 (2). Dopisem ze dne 16. července 2009 (3) Kontrolní úřad požádal norské orgány o dodatečné informace. Norské orgány odpověděly na tuto žádost o informace dopisem ze dne 2. října 2009 (4).
            
         
               (2)
            
            
               Dne 14. prosince 2011 zahájil Kontrolní úřad postup podle čl. 1 odst. 2 části I protokolu 3 k dohodě o Kontrolním úřadu a Soudním dvoru, a to přijetím rozhodnutí č. 393/11/KOL (dále jen „rozhodnutí 393/11/KOL“). Norské orgány vznesly k uvedenému rozhodnutí připomínky dopisem ze dne 23. února 2012 (5).
            
         
               (3)
            
            
               Dne 26. dubna 2012 bylo rozhodnutí zveřejněno v Úředním věstníku Evropské unie a v dodatku EHP k tomuto věstníku (6). Dne 25. května 2012 (7) obdržel Kontrolní úřad elektronickou poštou připomínky od zúčastněné strany. Dne 28. června 2012 předal Kontrolní úřad elektronickou poštou (8) tyto připomínky norským orgánům. Dopisem ze dne 30. listopadu 2012 (9) poskytly norské orgány další informace.
            
         2.   Stížnost
   
   
               (4)
            
            
               Stěžovatel tvrdí, že tím, že Narvik uzavřel se společností NEAS smlouvu o prodeji 128 GWh roční koncesní energie na dobu 50,5 roku, prodal svá práva pořizovat koncesní energii výrazně pod tržní cenou, a tím poskytl společnosti NEAS protiprávní státní podporu.
            
         
               (5)
            
            
               Stěžovatel dále tvrdí, že rozhodnutí o uzavření smlouvy přijala městská rada v Narviku na základě nesprávných a/nebo neúplných informací. Městské radě údajně nebyly před přijetím rozhodnutí o uzavření smlouvy poskytnuty odborné zprávy, které kriticky hodnotily dobu trvání smlouvy a s tím neoddělitelně spjatých obtíží, pokud jde o stanovení tržní ceny elektřiny.
            
         3.   Norský režim koncesní energie
   
   
               (6)
            
            
               V Norsku bývá obvykle k provozování větších vodních elektráren požadována koncese. Elektrárny, které jsou držiteli koncesí na využívání vodopádů, jsou povinny prodávat určitý objem roční produkce obci, na jejímž území se nacházejí. Objem elektřiny, který je obec oprávněna si koupit, je označován jako koncesní energie. Tento systém je stanoven v § 2 odst. 12 zákona o průmyslových licencích (10) a v § 12 odst. 15 zákona o regulaci vodopádů (11).
            
         
               (7)
            
            
               Legislativně je systém odůvodněn tím, že by obcím měla být zaručena dostatečná dodávka elektřiny za spravedlivou cenu, a objem koncesní energie je tudíž určen na základě obecných potřeb dodávky elektrické energie každé jednotlivé obce (12) a může dosáhnout až deseti procent roční produkce elektrárny. Způsob, jímž obce koncesní energii využívají, však nepodléhá žádným omezením. Obce tak mohou tuto energii spotřebovat, prodat či jinak využít podle toho, jak považují za vhodné.
            
         
               (8)
            
            
               Nárok neznamená, že jsou obce povinny koncesní energii kupovat. U koncesí z doby před rokem 1983 obecně platí, že jestliže se obec jednou rozhodla právo na koncesní energii neuplatnit, ztrácí je i do budoucna.
            
         
               (9)
            
            
               Právní předpisy stanoví dva režimy stanovení cen u koncesní energie; první je pro koncese udělené před 10. dubnem 1959, druhý pro koncese udělené 10. dubna 1959 nebo později.
            
         
               (10)
            
            
               U koncesí udělených před 10. dubnem 1959 je cena koncesní energie vypočtena jako funkce režijní ceny individuální elektrárny, k níž se přičte přirážka ve výši 20 %. Tento model se stále uplatňuje u koncesí udělených před 10. dubnem 1959, a v následujícím textu je označován jako model „založený na režijní ceně“. Koncesní energie prodávaná na základě tohoto modelu stanovení cen je v následujícím textu označována jako „koncesní energie, jejíž cena je stanovena na základě režijní ceny“.
            
         
               (11)
            
            
               U koncesí udělených po 10. dubnu 1959 je cena koncesní energie stanovena ministerstvem pro energetiku a ropu na základě průměrných nákladů u reprezentativního vzorku vodních elektráren z celého Norska. Tato metoda stanovení cen je v následujícím textu označována jako metoda založená na „ceně stanovené ministerstvem“. Koncesní energie prodávaná na základě tohoto modelu stanovení cen je v následujícím textu označována jako „koncesní energie, jejíž cenu stanoví ministerstvo“.
            
         
               (12)
            
            
               Zákon o průmyslových licencích stanoví, že nárok obcí na koncesní energii může být 20 let po udělení licence předložen k přezkumu norskému ředitelství pro vodní zdroje a energii („NVE“) (13). Norské orgány vysvětlily, že i když může proces přezkumu vést k tomu, že ředitelství NVE mírně upraví objem koncesní energie, nemůže dojít k podstatným změnám v nároku obce na koncesní energii. Většina nároků obce Narvik na koncesní energii má být přezkoumána v roce 2019.
            
         
               (13)
            
            
               Obce nesou náklady na dodání koncesní energie do rozvodné sítě.
            
         4.   Koncesní energie Narviku
   
   
               (14)
            
            
               Narvik má každoročně nárok celkem přibližně na 128 GWh koncesní energie, z čehož u zhruba 116,3 GWh je cena stanovena metodou založenou na ceně stanovené ministerstvem a u zbývajících 11,7 GWh je cena stanovena podle metody založené na režijní ceně. Norské orgány vysvětlily, že cena stanovená ministerstvem v roce 2000 byla přibližně 0,10 NOK a příslušná režijní cena elektráren Håkvik a Nygård se v roce 2000 pohybovala v rozmezí od 0,14 NOK do 0,178 NOK.
               
                           Majitel elektrárny v době transakce
                        
                        
                           Elektrárny
                        
                        
                           Přibližně GWh/rok
                        
                        
                           Metoda stanovení ceny
                        
                     
                           NEAS
                        
                        
                           Håkvik a Nygård
                        
                        
                           11,7
                        
                        
                           Režijní cena
                        
                     
                           NEAS
                        
                        
                           Taraldsvik
                        
                        
                           1,0
                        
                        
                           Cena stanovená ministerstvem
                        
                     
                           Nordkraft
                        
                        
                           Sildvik
                        
                        
                           20,9
                        
                        
                           Cena stanovená ministerstvem
                        
                     
                           Statkraft
                        
                        
                           Skjomen, Båtsvann a Norddalen
                        
                        
                           94,4
                        
                        
                           Cena stanovená ministerstvem
                        
                     
         5.   Narvik Energi AS („NEAS“)
   
   
               (15)
            
            
               NEAS se nachází na území obce Narvik v kraji Nordland. Vyrábí a prodává elektrickou energii. Do roku 2001 byla stoprocentním vlastníkem společnosti NEAS obec Narvik. V roce 2001 Narvik odprodal 49,99 % svých akcií dvěma energetickým společnostem, Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.
            
         
               (16)
            
            
               Po spojení společností v roce 2006 a změně názvu v roce 2009 je společnost NEAS nyní součástí společnosti Nordkraft AS (dále jen „Nordkraft“).
            
         6.   Události, které vedly k prodeji koncesní energie
   
   
               (17)
            
            
               Do konce roku 1998 prodával Narvik svůj roční nárok na koncesní energii o objemu přibližně 128 GWh společnosti NEAS na základě krátkodobých a dlouhodobějších smluv. Na počátku roku 1999, poté, co Narvik nedosáhl dohody se společností NEAS, prodal svoji koncesní energii na burze energie za spotové ceny.
            
         
               (18)
            
            
               V březnu 1999 uspořádala obec nabídkové řízení na prodej své koncesní energie do konce roku 1999. Dne 30. března 1999 Narvik uzavřel smlouvu s uchazečem, jehož nabídka byla nejvyšší, tedy se společností Kraftinor AS. Cena byla 109,50 NOK za MWh. Jelikož společnost za koncesní energii uhradila 111,10 NOK za MWh plus náklady na dodání do sítě ve výši 20 NOK za MWh, vznikla Narviku v souvislosti s touto smlouvou ztráta ve výši přibližně 2,3 milionu NOK. Původně však Narvik očekával přebytek ve výši 3,5 milionu NOK.
            
         
               (19)
            
            
               Dne 19. října 1999 výkonný výbor městské rady (dále jen „výkonný výbor“) doporučil městské radě, aby celkovým cílem nakládání s obecní koncesní energií byla maximalizace dlouhodobé návratnosti za účelem získání stabilního horizontu pro plánování. Navrhovaná strategie pro dosažení tohoto cíle měla čtyři prvky:
               
                           1)
                        
                        
                           koncesní energie se prodá uchazeči, který předloží nejvyšší nabídku, na základě dlouhodobé smlouvy s pevnou návratností, smlouva nicméně obsahuje ustanovení o úpravě ceny, která zajišťují dodatečné výnosy, jsou-li ceny výrazně vyšší než ceny plánované po dobu trvání smlouvy;
                        
                     
                           2)
                        
                        
                           koncesní energie se prodává na základě různých smluv o různé délce, aby se diverzifikovalo riziko;
                        
                     
                           3)
                        
                        
                           starostovi je udělena plná moc uzavírat dohody podle strategie, o které rozhodne městská rada; a
                        
                     
                           4)
                        
                        
                           zisky z prodeje koncesní energie se ukládají do fondu, který se bude využívat podle rozhodnutí městské rady.
                        
                     
         
               (20)
            
            
               Městská rada potvrdila doporučení výkonného výboru s jednou úpravou, kterou navrhl starosta a která byla potvrzena změnou strategie: místo toho, aby byla starostovi výslovně „udělena plná moc uzavírat dohody podle strategie, o které rozhodne městská rada“, konečné rozhodnutí stanoví, že „jako první krok při provádění této strategie je společnost NEAS vyzvána k diskusi o vlastním zájmu v této věci, jak jej popsala v dopise obci ze dne 9. listopadu“.
            
         
               (21)
            
            
               Dopisem ze dne 9. listopadu 1999 společnost NEAS zpochybnila navrhovanou strategii prodeje koncesní energie na základě různých smluv s různou dobou trvání s cílem diverzifikovat riziko. Místo toho navrhla jednu dlouhodobou smlouvu („např. na dobu 50 let“) a byla přístupná tomu, aby do smlouvy s Narvikem bylo zahrnuto ustanovení o úpravě ceny.
            
         
               (22)
            
            
               V dopise ze dne 15. dubna 1999 společnost NEAS rovněž vyjádřila zájem uzavřít dlouhodobou smlouvu na koncesní energii, a to primárně formou nákupu zálohovou jednorázovou platbou nebo případně formou dlouhodobého nájmu – který byl původně navržen na dobu 60 let – s ročními platbami obci Narvik.
            
         
               (23)
            
            
               Kromě otázky koncesní energie se diskutovalo také o budoucí úloze společnosti NEAS na trhu a o úloze Narviku jakožto vlastníka společnosti NEAS.
            
         
               (24)
            
            
               Podle norských orgánů společnost NEAS v té době zaznamenala rozsáhlou regionální konsolidaci energetických společností a vstup vnitrostátních/mezinárodních hospodářských subjektů na místní trhy. Společnost NEAS potřebovala posílit svoji kapitálovou základnu, aby získala podíly v jiných elektrárenských společnostech, zejména ve společnosti Nordkraft AS. Společnost NEAS rovněž společně se společnostmi Hålogaland Kraft AS a Vesterålskraft AS podepsala prohlášení o záměru vytvořit regionální výrobní společnost a regionální společnost pro přenos energie. Tyto změny byly naplánovány s účinkem od 1. ledna 2001. Aby společnost NEAS mohla tyto transakce dokončit s kombinací vlastního a vypůjčeného kapitálu, od Narviku – jediného vlastníka společnosti NEAS – se očekávalo, že do společnosti NEAS vloží dodatečný vlastní kapitál.
            
         
               (25)
            
            
               Na zasedání obecní rady dne 16. prosince 1999 bylo rozhodnuto, že vlastnický podíl Narviku ve společnosti NEAS, kapitálové potřeby společnosti a nakládání s koncesní energií by měly být společně posouzeny vyjednávacím týmem, který tvořil starosta, místostarosta, vedoucí představitel opozice, jakož i ředitel, zástupce ředitele a vedoucí oddělení veřejných zakázek obecní správy (dále jen „vyjednávací tým“).
            
         7.   Externí posudky
   
   
               (26)
            
            
               Společnost NEAS nechala vypracovat dvě zprávy, a to společností Arthur Andersen (dále jen „AA“) a Deloitte & Touche (dále jen „DT“), které měly určit hodnotu koncesní energie, jejíž cena je stanovena ministerstvem. Zpráva AA uplatňuje metodiku založenou na čisté současné hodnotě (dále jen „NPV“, net present value), ale nepopisuje podrobněji předpoklady, o které se metoda opírá. Také zpráva DT využívá metodiku NPV, ale ve srovnání se zprávou AA vysvětluje relevantní předpoklady a výpočty podrobněji. Zpráva DT například podrobně vysvětluje, jak je na základě modelu oceňování kapitálových aktiv (dále jen „CAPM“, capital asset pricing model) určena požadovaná návratnost a jak jsou určeny průměrné vážené kapitálové náklady (dále jen „WACC“, weighted average cost of capital). Analýza rovněž obsahuje podrobný popis výpočtu koncesní ceny a obsahuje analýzu citlivosti vycházející z dílčích změn jak v ceně elektřiny, tak WACC.
            
         
               (27)
            
            
               Narvik nechal vypracovat dvě zprávy u společnosti Danske Securities („DS1“ a „DS2“). V první zprávě, tedy DS1, měla společnost Danske Securities podle zadání posoudit, zda by obec měla prodat svůj nárok na koncesní energii na trhu, či nikoli, nebo zda by jej měla převést na společnost NEAS. Ve zprávě DS1 společnost Danske Securities z vlastního podnětu poskytla odhad hodnoty nároku na koncesní energii na dobu 50 let. Kromě toho, že uvedla vlastní předpoklady ohledně budoucího vývoje cen elektřiny, poskytla společnost Danske Securities omezené pokyny ke způsobu, jímž byla vypočtena hodnota nároku na koncesní energii.
            
         
               (28)
            
            
               V případě zprávy DS2 Danske Securities požadovala, aby jí svá očekávání ohledně cen a nákladů poskytly 3 tržní subjekty: CBF Kraftmegling AS („CBF“), Norwegian Energy Brokers AS („NEB“) a Statkraft SF („Statkraft“). Na základě těchto očekávání společnost Danske Securities vypočetla odhadovanou tržní hodnotu nároku na koncesní energii. Na základě očekávání společnosti CBF vznikl odhad základního scénáře ve výši 127 milionů NOK. Na základě očekávání společnosti NEB vznikl odhad základního scénáře ve výši 75 milionů NOK. Jelikož společnost NEB neupravila svá očekávání ohledně cen a nákladů podle inflace, Danske Securities zdůraznila, že očekávání společnosti NEB nepovažuje za věrohodné. Na základě očekávání společnosti Statkraft bylo vymezeno rozmezí od 115–140 milionů NOK. Na základě těchto tří ocenění hodnoty dospěla Danske Securities k závěru, že odhadovaná čistá současná hodnota nároku na koncesní energii by se pohybovala v rozmezí od 100 do 140 milionů NOK.
            
         
               (29)
            
            
               Čtyři zprávy jsou shrnuty v následující tabulce. Uvedené zprávy jsou v ní souhrnně označovány jako „čtyři zprávy“.
               
                           Zpráva
                        
                        
                           Autor zprávy
                        
                        
                           Datum zprávy
                        
                        
                           Zadavatel zprávy
                        
                        
                           Oceněný objem koncesní energie (v GWh) (14)
                           
                        
                        
                           Doba (v letech)
                        
                        
                           Odhad čisté současné hodnoty (v milionech NOK)
                        
                     
                           AA
                        
                        
                           Arthur Andersen
                        
                        
                           20. května 1999
                        
                        
                           NEAS
                        
                        
                           115,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           71,4–117,4 (15)
                           
                        
                     
                           DS1
                        
                        
                           Danske Securities
                        
                        
                           14. února 2000
                        
                        
                           Narvik
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           80–145
                        
                     
                           DS2
                        
                        
                           Danske Securities
                        
                        
                           23. února 2000
                        
                        
                           Narvik
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           100–140
                        
                     
                           DT
                        
                        
                           Deloitte & Touche
                        
                        
                           3. května 2000
                        
                        
                           NEAS
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50,5
                        
                        
                           110–130
                        
                     
         8.   Interní posudky
   
   
               (30)
            
            
               Kromě externího poradenství provedl vedoucí oddělení veřejných zakázek obce Narvik i vlastní posudky.
            
         
               (31)
            
            
               V prvním posudku, který byl výkonnému výboru předložen v říjnu 1999, dospěl k závěru, že dlouhodobé smlouvy, které jsou definována jako smlouvy v délce od 10 do 40 let, představují pro obec vysoké celkové riziko.
            
         
               (32)
            
            
               Druhý posudek, který byl předložen vyjednávacímu týmu dne 16. března 2000, rozebírá různé možnosti nakládání s koncesní energií. Tou dobou však již vyjednávací tým zúžil oblast jeho mandátu na pouhé posuzování rizika, doby vypořádání, daňových důsledků a maximalizace zisku u tří scénářů (u všech scénářů Narvik převedl svůj nárok na koncesní energii na společnost NEAS na dobu 50 let a snížil svůj vlastnický podíl ve společnosti NEAS). Bez ohledu na tuto skutečnost vedoucí oddělení veřejných zakázek v druhém posudku nadále zdůrazňoval význam doby trvání smlouvy. V posouzení mezní hodnoty nároku na koncesní energii v průběhu času uvedl, že „…uzavření smlouvy na velmi dlouhou dobu, např. na 50 let, nám jako prodejcům poskytuje jen velmi malou dodatečnou hodnotu ve srovnání s krátkodobějšími smlouvami (např. na dobu 20 let v hodnotě 83 milionů NOK)“.
            
         
               (33)
            
            
               Po interních diskusích o výhodách a nevýhodách dlouhodobé smlouvy vyjednávací tým obecní radě doporučil, aby uzavřela smlouvu na dobu 50,5 roku, čímž vhodně sníží riziko pro obec a zajistí dlouhodobý plánovací horizont.
            
         9.   Prodej koncesní energie
   
   
               (34)
            
            
               Společnost NEAS usilovala o koupi pouze 116,3 GWh koncesní energie, jejíž cena je stanovena ministerstvem. Při vyjednávání s touto společností však Narvik trval na tom, že společnost musí koupit celý jeho nárok na koncesní energii a že 11,7 GWh koncesní energie, jejíž cena je určena podle režijní ceny, má být tudíž sloučeno s koncesní energií, jejíž cenu stanoví ministerstvo.
            
         
               (35)
            
            
               V květnu 2000 se strany konečně dohodly, že se dohoda bude vztahovat na celý objem 128 GWh koncesní energie a že společnost NEAS uhradí 120 milionů NOK za koncesní energii, jejíž cena je stanovena ministerstvem, a 6 milionů NOK za koncesní energii, jejíž cena je určena podle režijní ceny.
            
         
               (36)
            
            
               Dne 25. května 2000 obecní rada formálně rozhodla, že by obec měla prodat svůj roční nárok na 128 GWh koncesní energie společnosti NEAS na dobu 50,5 roku, a to za 126 milionů NOK.
            
         
               (37)
            
            
               Dne 16. října 2000 Narvik a NEAS formálně stvrdily dohodu podpisem smlouvy, jejímž prostřednictvím Narvik za výše uvedených podmínek prodal svůj nárok na koncesní energii. Do smlouvy nebyl začleněn žádný mechanismus úpravy ceny a peníze měly být uhrazeny v rámci zálohové jednorázové platby.
            
         
               (38)
            
            
               Dne 29. listopadu 2000 Narvik a NEAS podepsaly dodatkovou dohodu, ve které se společnost NEAS zavázala, že za nákup nároku na koncesní energii zaplatí Narviku 60 milionů NOK v hotovosti a zbývajících 66 milionů NOK zaplatí formou příspěvku k vlastnímu kapitálu ve formě věcného plnění, který vloží do společnosti NEAS (v té době byla ze 100 % vlastněna obcí).
            
         10.   Prodej akcií společnosti NEAS
   
   
               (39)
            
            
               V roce 2001 odprodal Narvik 49,99 % svých akcií ve společnosti NEAS společnostem Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.
            
         11.   Připomínky norských orgánů
   
   
               (40)
            
            
               Norské orgány zastávají názor, že smlouva se společností NEAS byla uzavřena za tržních podmínek. V první řadě zdůrazňují, že dohoda byla uzavřena, jelikož obec Narvik byla v obtížné finanční situaci a potřebovala likvidní kapitál. Za druhé, bylo nutné, aby společnost NEAS prošla rekapitalizací za účelem restrukturalizace společnosti s cílem vytvořit z ní větší regionální společnost. Za třetí, v době uzavření smlouvy prodávala obec koncesní energii se ztrátou, jelikož cena koncesní energie byla vyšší než cena tržní. Například v období od dubna 1999 do prosince 1999 ztratil Narvik prodejem koncesní energie částku ve výši 2,3 milionu NOK.
            
         
               (41)
            
            
               Pokud jde o otázku regulačního rizika, norské orgány vysvětlily, že všechna rizika nese společnost NEAS. Orgány tvrdí, že riziko spočívá spíše v nižším, než vyšším množství koncesní energie, což by snižovalo pravděpodobnost, že se jedná o podporu.
            
         
               (42)
            
            
               Norské orgány tvrdí, že odpovídajícím tržním srovnávacím základem pro dohody o délce 50,5 roku je trvalý prodej elektráren a že po úpravě o příslušné rozdíly jsou ceny, které získala společnost NEAS, v souladu s cenovými úrovněmi u prodeje elektráren v tomtéž období.
            
         
               (43)
            
            
               Pokud jde o cenové údaje o prodeji elektráren v roce 2000, norské orgány se odvolávají na tzv. přezkum trhu s elektřinou v reálném čase, který byl za rok 2000 proveden společností Pareto (dále jen „přezkum Pareto“). Z tohoto přezkumu je patrné, že tržní ceny elektráren prodaných v roce 2000 se pohybovaly v rozmezí od 1,64 NOK do 1,77 NOK za KWh roční výrobní kapacity. Narvik dosáhl při prodeji nároku na koncesní energii ceny 1,00 NOK za KWh roční výrobní kapacity. Podle norských orgánů lze rozdíly mezi těmito údaji vysvětlit následujícími faktory.
            
         
               (44)
            
            
               Za prvé, v roce 2000 činily běžné provozní náklady včetně soustavných opětovných investic (bez odpisů) u nových elektráren přibližně 0,05 NOK za KWh za rok (plus náklady na dodání do sítě). Společnost NEAS očekávala, že probíhající platba bude mít dvě složky; přibližně 0,10 NOK za KWh ročně (plus náklady na přenos do sítě) za koncesní energii, jejíž cena je stanovena ministerstvem, a od 0,14 NOK do 0,178 NOK za KWh (plus náklady na dodání do sítě) za rok za koncesní energii, na kterou byla udělena koncese před 10. dubnem 1959. Očekávaná tržní cena byla v roce 2000 přibližně 0,12 NOK za KWh. Podle scénáře na rok 2000 by tudíž čistý zisk majitele elektrárny činil 0,07 NOK za KWh oproti 0,02 NOK za KWh u koncesní energie. V době uzavření smlouvy byla cena na rok 2010 odhadována na 0,20 NOK. Na základě tohoto odhadu by čistý zisk majitele elektrárny podle scénáře na rok 2010 činil 0,15 NOK za KWh oproti 0,10 NOK za KWh u koncesní energie.
            
         
               (45)
            
            
               Za druhé, norské orgány tvrdí, že prodejní ceny pěti elektráren zmíněných v přezkumu Pareto se při uplatnění míry kapitalizace ve výši 4 % musejí snížit přibližně o 10–15 %, aby se vyrovnal rozdíl mezi kapitalizací na neomezenou dobu (faktor kapitalizace 25) a na 50 let (faktor kapitalizace 21,48).
            
         
               (46)
            
            
               Norské orgány dále doplnily, že na výpočet čisté současné hodnoty (NPV) mají největší vliv roky v počátečním období a že vysoké náklady majitele na opětovné investice obvykle vznikají v pozdější fázi, a tudíž mají na výpočet NPV jen malý vliv, pokud jde o její snížení.
            
         
               (47)
            
            
               S ohledem na tuto skutečnost norské orgány tvrdí, že existuje úzká korelace mezi prodejem elektráren za přibližnou cenu 1,64 NOK – 1,77 NOK KWh roční výrobní kapacity na jedné straně a poplatky (platbami za přístup k elektřině po dobu 50,5 roku) ve výši přibližně 1,00 NOK za KWh koncesní energie na straně druhé.
            
         
               (48)
            
            
               Norské orgány tudíž tvrdí, že srovnání, které je upraveno podle těchto faktorů, dokládá, že cena, kterou společnost NEAS zaplatila za koncesní energii, byla srovnatelná s cenou elektráren prodaných v tomtéž období, a doplňují, že závěr ohledně cenové úrovně podporuje zpráva DT a obě zprávy DS, které byly vypracovány před datem uzavření dohody o prodeji nároku na koncesní energii na dobu 50,5 roku.
            
         
               (49)
            
            
               S odkazem na prvky pokynů Kontrolního úřadu ke státní podpoře týkající se prodeje pozemků a budov veřejnými orgány (dále jen „PPB“) (16) norské orgány tvrdí, že jedinou metodou, kterou Kontrolní úřad uznává pro určení tržních cen při prodeji veřejného majetku, je konkurenční a bezpodmínečné nabídkové řízení. Norské orgány zdůrazňují, že v pokynech PPB Kontrolní úřad rovněž uznává, že tržní cenu, která není ovlivněna podporou, lze stanovit na základě nezávislého odborného posudku. Norské orgány podotýkají, že zpráva DT a obě zprávy DS byly předloženy před uzavřením smlouvy na dobu 50,5 roku. Druhá zpráva DS určila hodnotu na základě „přímého průzkumu trhu“, který podle norských orgánů umožnil provést tržní test obdobný tržnímu testu v nabídkovém řízení. Norské orgány rovněž podotýkají, že konečná cena se pohybovala na horních úrovní zmíněných tří ocenění.
            
         
               (50)
            
            
               Norské orgány dále tvrdí, že je vhodné, aby do smlouvy nebylo začleněno ustanovení o úpravě ceny, jelikož kupní cena byla zaplacena jednorázově, nikoli průběžně. Norské orgány tvrdí, že jelikož byl prodej vyrovnán formou zálohové platbou – částečně v hotovosti, částečně jako příspěvek ve formě věcného plnění – obdobně jako u trvalého prodeje elektrárny, je „nepřirozené a velmi neobvyklé“ začlenit do smlouvy mechanismus pro úpravu ceny. Norské orgány navíc tvrdí, že v rámci modelu, který využívá příspěvek ve formě věcného plnění, by podle ustanovení zákona o společnostech s ručením omezeným (17) byla následná úprava pravděpodobně také protiprávní.
            
         12.   Připomínky třetích stran
   
   
               (51)
            
            
               Připomínky k rozhodnutí 393/11/KOL vznesla jediná třetí strana, společnost NEAS (nyní Nordkraft). Společnost NEAS se v zásadě shoduje s názory norských orgánů.
            
         II.   POSOUZENÍ
   
   1.   Existence státní podpory
   
   
               (52)
            
            
               Ustanovení čl. 61 odst. 1 Dohody o EHP zní:
               „Nestanoví-li tato dohoda jinak, podpory poskytované v jakékoli formě členskými státy ES, státy ESVO nebo ze státních prostředků, které narušují nebo mohou narušit hospodářskou soutěž tím, že zvýhodňují určité podniky nebo určitá odvětví výroby, jsou, pokud ovlivňují obchod mezi smluvními stranami, neslučitelné s fungováním této dohody.“
            
         
               (53)
            
            
               Z uvedeného ustanovení vyplývá, že má-li se jednat o státní podporu, musí opatření poskytovat příjemci hospodářskou výhodu. V následujícím textu Kontrolní úřad posuzuje otázku existence hospodářské výhody v daném případě.
            
         2.   Hospodářská výhoda
   
   
               (54)
            
            
               Soudní dvůr Evropské unie uvedl, že aby bylo možné potvrdit, zda státní opatření představuje podporu, je třeba stanovit, zda přijímající podnik získá hospodářskou výhodu, kterou by za obvyklých hospodářských podmínek nezískal (18). Aby bylo možné posoudit existenci hospodářské výhody, Kontrolní úřad uplatňuje zásadu (hypotetického) investora v prostředí tržního hospodářství (19).
            
         
               (55)
            
            
               Pokud byla dotčená transakce provedena v souladu se zásadou investora v prostředí tržního hospodářství, tedy pokud obec prodala nárok na koncesní energii za její tržní hodnotu a cena a podmínky transakce by byly pro obezřetného soukromého investora v tržním hospodářství přijatelné, transakce by společnosti NEAS neposkytla hospodářskou výhodu, a tudíž by v jejím průběhu nebyla poskytnuta státní podpora. Naopak by se v případě transakce mohlo jednat o státní podporu, pokud by transakce nebyla provedena za tržní cenu.
            
         
               (56)
            
            
               Při tvorbě tohoto posouzení nemůže Kontrolní úřad nahradit obchodní úsudek Narviku svým vlastním, což znamená, že je na obci jakožto majiteli nároku na koncesní energii, aby dle vlastního uvážení zvolila způsob, jímž bude provozovat svoji činnost za obvyklých podmínek hospodářské soutěže.
            
         
               (57)
            
            
               Posouzení ceny a podmínek smlouvy mezi obcí a společností NEAS by mělo vycházet z informací, které měl Narvik k dispozici v době uzavření smlouvy. Obecně by k vyloučení státní podpory stačilo informované posouzení ex ante, a to i v případě, že se zpětně ukáže, že předpoklady, z nichž posouzení vycházelo, byly špatné.
            
         
               (58)
            
            
               V následujícím textu tudíž Kontrolní úřad posuzuje, zda Narvik jednal jako soukromý tržní investor, když uzavřel smlouvu o prodeji svého nároku na koncesní energii.
            
         
               (59)
            
            
               Kontrolní úřad si je vědom souvislostí, za nichž k transakci došlo. Z informací poskytnutých norskými orgány Kontrolní úřad vyrozuměl, že v době, kdy byla smlouva uzavřena, se obec nacházela v situaci, kdy potřebovala jak přístup k likviditě (aby dostála svým dluhovým závazkům), tak i kapitál, který by vložila do společnosti NEAS. Kromě toho se podotýká, že zákon o společnostech s ručením omezeným omezil možnost začlenit do smlouvy mechanismus pro úpravu ceny, je-li poskytován příspěvek ve formě věcného plnění. V roce 1999, před uzavřením dohody o prodeji v roce 2000, Narviku navíc vznikly ztráty při prodeji koncesní energie. Obec se proto rozhodla, že odprodá svůj nárok na koncesní energii na delší období, čímž zároveň dodrží svoji strategii maximalizace zisku z koncesní energie.
            
         
               (60)
            
            
               Norské orgány tvrdily, že by Kontrolní úřad měl být schopen vyloučit existenci výhody tím, že na dotčený případ uplatní zásady PPB. Kontrolní úřad podotýká, že ačkoli se zásady PPB nevztahují na prodej nároků na nákup koncesní energie, předepisují dvě metody, jimiž mohou veřejné orgány obvykle získat tržní cenu pro účely prodeje veřejných pozemků a budov, a tím zaručit, že při prodeji nedošlo k poskytnutí státní podpory. První metodou, jíž lze vyloučit státní podporu, je prodej prostřednictvím bezpodmínečného nabídkového řízení. Druhou je prodej za cenu stanovenou při nezávislém odborném hodnocení provedeném v souladu s obecně přijatými normami oceňování.
            
         
               (61)
            
            
               Kontrolní úřad podotýká, že prodej majetku prostřednictvím bezpodmínečného nabídkového řízení zpravidla přítomnost výhody vyloučí. A to alespoň ve skutečně otevřených řízeních, jichž se zúčastní více než jeden zájemce (20). Nárok Narviku na koncesní energii však v rámci bezpodmínečného nabídkového řízení prodán nebyl.
            
         
               (62)
            
            
               Na druhé straně jak Narvik, tak společnost NEAS zadaly externím poradcům vypracování dvou posudků, jak je popsáno v bodech 26 až 29 výše. Zprávy DS1, DS2 ani AA však důkladně neobjasňují, jaká metoda je použita k ocenění hodnoty. Jelikož Kontrolní úřad nemá k dispozici další vysvětlení, nemůže posoudit, zda byla tržní hodnota oceněna v souladu s obecně přijatými tržními ukazateli a normami oceňování. Proto zastává Kontrolní úřad názor, že zprávy DS1, DS2 a AA mají při oceňování hodnoty nároku na koncesní energii omezenou váhu. Na druhé straně zpráva DT podrobně vysvětluje ocenění, která jsou v ní uvedena. Výsledky lze proto prozkoumat a ověřit. Kontrolní úřad tudíž považuje zprávu DT za nejvíce důvěryhodnou. Podle názoru Kontrolního úřadu však skutečnost, že všechny čtyři zprávy docházejí k obdobným výsledkům (21), podporuje výsledky zprávy DT a pravděpodobně také výsledky ostatních tří zpráv.
            
         
               (63)
            
            
               Kontrolní úřad podotýká, že ačkoli lze mít za to, že cena určená nezávislým oceňovatelem hodnoty vylučuje existenci výhody při prodeji snadno ocenitelných běžných pozemků a budov, které již byly předmětem řady transakcí, nemusí tomu tak nutně být v případě pozemků a budov, které mají ojedinělejší vlastnosti nebo u nichž okolnosti prodeje vzbuzují pochybnosti o tom, zda odborné hodnocení odráží skutečnou tržní hodnotu majetku (22).
            
         
               (64)
            
            
               Jak je vysvětleno v následujícím textu, smlouvy o dodávce energie za pevně stanovené ceny, jejichž doba trvání přesahuje 6 let, jsou neobvyklé a nejsou běžné. Vzhledem k tomu, že neexistuje trh, na němž lze pozorovat srovnatelné ceny, a kvůli volatilitě cen elektrické energie je odborné hodnocení méně vhodné jakožto nástroj k určení tržní ceny u smlouvy, v níž je cena pevně stanovena na dobu 50,5 roku (23).
            
         
               (65)
            
            
               Kontrolní úřad v každém případě připomíná, že k posouzení otázky, zda smlouva o energii uzavřená veřejným orgánem poskytuje určitému podniku výhodu, lze použít test opírající se o zásadu investora v tržním prostředí, nikoli o zásady PPB, jež se týkají prodeje veřejných pozemků a budov. Skutečnost, že se na dlouhodobé smlouvy vztahuje obecná zásada investora v tržním prostředí, byl vskutku potvrzen Tribunálem ve věci Budapesti Erőmű Zrt v Komise, v němž Tribunál potvrdil přístup Evropské komise (dále jen „Komise“) ve věci týkající se dlouhodobých smluv o prodeji energie uzavřených maďarskými orgány (24).
            
         
               (66)
            
            
               V uvedeném případě Komise určila hlavní postupy komerčních hospodářských subjektů na evropských trzích s elektřinou, které mají význam z hlediska analýzy, a posoudila, zda byla ujednání v daném případě v souladu s uvedenými postupy nebo zda byly smlouvy uzavřeny za podmínek, které by nebyly přijatelné pro hospodářský subjekt, který jedná čistě z komerčních pohnutek (25).
            
         
               (67)
            
            
               Komise zjistila, že na evropských trzích jsou zřídkakdy uzavírány dlouhodobé smlouvy o energii, jejichž doba trvání přesahuje 6 let (26). Informace, které má k dispozici Kontrolní úřad, toto zjištění potvrzují. Proto existuje, pokud vůbec, jen málo dlouhodobých smluv o prodeji energie, s nimiž lze srovnat cenu energie prodané na období 50,5 roku.
            
         
               (68)
            
            
               Dlouhodobé odhady budoucích cen energie však musejí provádět potenciální kupci a prodejci elektráren. A právě z tohoto důvodu norské orgány tvrdí, že prodej nároku obce Narvik na koncesní energii by měl být připodobněn prodeji vodních elektráren. Na podporu tohoto tvrzení předložily norské orgány Kontrolnímu úřadu přezkum Pareto, který obsahuje přehled pěti vodních elektráren prodaných v Norsku v roce 2000.
            
         
               (69)
            
            
               Norské orgány tvrdí, že jak v případě prodeje vodních elektráren, tak v případě prodeje nároku obce Narvik na koncesní energii představují prodejní ceny čistou současnou hodnotu očekávaných peněžních toků plynoucích z daného objemu výroby. Proto bude muset každý kupec či prodejce vodní elektrárny stejně jako obec Narvik a společnost NEAS ocenit hodnotu elektrárny na základě očekávaných příjmů z výroby, od nichž odečte očekávané náklady snížené o příslušnou diskontní sazbu během doby, po kterou může nový majitel danou vodní elektrárnu využívat.
            
         
               (70)
            
            
               Norské orgány tvrdí, že pokud se upraví o určité relevantní faktory, jsou ceny pěti vodních elektráren zmíněných ve zprávě Pareto srovnatelné s cenami získanými prodejem nároku obce Narvik na koncesní energii. Kontrolní úřad v této souvislosti bere na vědomí opravné faktory uvedené norskými orgány, jak je vysvětleno v kapitole I.11 výše.
            
         
               (71)
            
            
               U pěti vodních elektráren se prodejní ceny jedné KWh výrobní kapacity pohybovaly v rozmezí od 1,66 NOK do 1,74 NOK. Trvalý prodej majetku zvýší čistou současnou hodnotu majetku oproti prodeji nároku na nákup koncesní energie po dobu 50,5 roku, jelikož se předpokládá, že majetek bude mít po uplynutí 50,5 roku pozitivní peněžní tok. Norské orgány předpokládaly 4 % míru kapitalizace, která povede k tomu, že se prodejní cena upraví směrem dolů, a to přibližně o 10–15 %, aby bylo možné porovnat trvalý prodej s prodejem koncesní energie na omezenou dobu (27).
            
         
               (72)
            
            
               Druhý rozdíl mezi trvalým prodejem a prodejem nároku na koncesní energii na dobu 50,5 roku se týká nákladového základu pro použití modelu NPV – celkové výrobní náklady vs. cena koncese. Norské orgány tvrdily, že typické provozní náklady včetně opětovných investic dosahují u novější elektrárny přibližně 0,05 NOK za KWh, zatímco cena stanovená ministerstvem byla v té době přibližně 0,10 NOK za KWh.
            
         
               (73)
            
            
               Aby bylo možné posoudit, zda ceny za elektrárny představují odpovídající zástupné hodnoty tržní ceny dané koncesní energie, je nezbytné se podrobněji podívat na každou složku tvrzení. Posouzení provedené Kontrolním úřadem vychází z informací poskytnutých norskými orgány a z dalších veřejně dostupných informací.
            
         
               (74)
            
            
               V následující analýze jsou ve všech výpočtech použity pouze nominální údaje (28).
            
         
               (75)
            
            
               U pěti vodních elektráren zmíněných v přezkumu Pareto se prodejní ceny za KWh výrobní kapacity pohybovaly v rozmezí od 1,66 NOK do 1,74 NOK. Ve zprávě, kterou vydala ekonomická poradenská společnost Econ Pöyry a která analyzuje prodeje elektráren v letech 1996 až 2005, je průměrná hodnota transakcí v roce 2000 podle všeho o něco vyšší a podle odhadů činí přibližně 1,85 NOK. Podle téže zprávy byla v roce 1999 získána stejná přibližná cena. V souladu s tím je srovnatelné cenové rozmezí mírně vyšší než rozmezí uvedené v přezkumu Pareto. Jelikož se zpráva ECON odvolává na vyšší průměrnou hodnotu transakce než přezkum Pareto, použije Kontrolní úřad v další analýze rozmezí od 1,70 NOK do 1,80 NOK.
            
         
               (76)
            
            
               Druhým faktorem, který je třeba zvážit, je způsob, jímž je nutné upravit cenové úrovně, aby se odlišil trvalý prodej od prodeje na omezenou dobu, tedy na 50,5 roku. Norské orgány tvrdily, že vhodný faktor úpravy je 10–15 % na základě 4 % míry kapitalizace. Kontrolní úřad dospěl k závěru, že výběr míry kapitalizace úzce souvisí s výběrem diskontní sazby v modelu NPV. Nominální diskontní sazba po zdanění použitá ve zprávě DT byla 6,8 %, zpráva AA použila 7 %. Rovněž se podotýká, že při posuzování projektů nových elektráren ředitelství NVE použilo sazbu 6,5 % (29). Model výpočtu založený na režijní ceně používá 6 % sazbu (30). Na základě výše uvedených skutečností zastává Kontrolní úřad názor, že přibližná diskontní sazba, a tím i vhodná míra kapitalizace, která se uplatní při srovnání trvalého prodeje a prodeje na dobu omezenou, se pohybuje v rozmezí 6–7 %, vyjádřeno nominálně po zdanění. S ohledem na tyto úvahy se vhodná úprava hodnoty k rozlišení trvalého prodeje od prodeje na dobu 50,5 roku nepohybuje v rozmezí 10–15 %, jak tvrdí norské orgány, ale blíží se spíše rozmezí 4–5 %.
            
         
               (77)
            
            
               Třetím faktorem, který je třeba vzít v úvahu, je očekávaná budoucí tržní cena elektřiny. Jak je vysvětleno výše, je velice obtížné předpovědět, jaké budou ceny energie v období příštích 50 let či později. Výše popsané oceňovací zprávy, zejména zprávy AA a DT, očekávají, že tržní cena energie vyrovnaně poroste po dobu 10–20 let a poté se ceny v reálných hodnotách podle očekávání ustálí (tj. porostou pouze s očekávanou inflací) (31). Z toho je patrné, že v dané době panovala shoda, že budoucí ceny energie v reálných hodnotách zůstanou dlouhodobě stálé a že nadále neporostou (32). Kontrolní úřad předpokládá, že stejně nejistí byli ohledně budoucích cen energie všichni ostatní účastníci trhu, rovněž ti, kteří ve stejnou dobu, kdy docházelo k prodeji nároku na koncesní energii, kupovali či prodávali elektrárny. Proto není důvod předpokládat, že různí účastníci trhu mají přístup k výrazně odlišným informacím o odhadech tržní ceny.
            
         
               (78)
            
            
               Přejdeme-li od příjmů k nákladům, srovnání předložené norskými orgány zmiňuje scénář, v němž existuje rozdíl mezi peněžními odtoky za KWh u trvalého prodeje a u prodeje koncesní energie ve výši 0,05 NOK, a to kvůli očekávané ceně koncesní energie dosahující přibližně 0,10 NOK a provozním nákladům včetně opětovných investic ve výši přibližně 0,05 NOK.
            
         
               (79)
            
            
               Pokud jde o cenu koncesní energie stanovenou ministerstvem, konzultanti, kteří poskytovali poradenství obci Narvik a společnosti NEAS, očekávají, že ceny zůstanou v reálných hodnotách poměrně vyrovnané, což znamená, že nelze očekávat výrazný nárůst účinnosti ani značnou volatilitu nákladového základu. V zásadě se očekává, že cena koncesní energie stanovená ministerstvem poroste souběžně s inflací (33). Na základě dostupných informací zastává Kontrolní úřad stanovisko, že stejné předpoklady by učinil obezřetný investor, a tudíž v další analýze předpokládá, že nedojde k výrazným změnám v ceně koncesní energie, která je stanovena na základě režijní ceny. Ve výpočtu hodnoty koncesní energie tvoří tyto náklady relevantní peněžní odtok (34).
            
         
               (80)
            
            
               Jelikož existuje řada proměnných, které mohou ovlivnit míru finančních investic v průběhu času, je třeba posoudit údaj 0,05 NOK, který kombinuje provozní náklady a náklady na opětovné investice, na základě jeho různých složek.
            
         
               (81)
            
            
               Za prvé, je zřejmé, že elektrárna bude vyžadovat určitou úroveň obecných provozních nákladů a nákladů na údržbu. Předpokládá se, že náklady na provoz a údržbu vodní elektrárny jsou obecně poměrně nízké a vyrovnané a pohybují se v rozmezí 0,02–0,05 NOK za KWh (35). Tento fakt podporují údaje o nákladech použité k určení ceny stanovené ministerstvem. V roce 2000 činila vyrovnávací platba za náklady na provoz a údržbu v rámci uvedeného modelu 0,267 NOK za KWh.
            
         
               (82)
            
            
               Při výpočtu čisté současné hodnoty jsou důležité také jiné peněžní odtoky. Při výpočtu ceny stanovené ministerstvem za rok 2000 byly daně vyrovnány částkou 0,021 NOK. Skutečná daň vyměřená dané elektrárně by samozřejmě závisela na zisku, ale vzhledem k tomu, že cena stanovená ministerstvem má být reprezentativní pro průměrné náklady typických elektráren v Norsku, zdá se rozumné předpokládat daňové náklady v přibližně výši 0,02 NOK za KWh.
            
         
               (83)
            
            
               Závěrečnou část peněžního odtoku v modelu NPV tvoří náklady na opětovné investice, které do velké míry závisejí na načasování a úrovni potřeb elektrárny, pokud jde o opětovné investice. Kontrolní úřad má za to, že pro účetní účely je hospodářská životnost vodní elektrárny 40 let (36), skutečná životnost však může být delší. V mnoha případech je úroveň opětovných investic značná, a tudíž má při výpočtech čisté současné hodnoty velký význam načasování finanční investice, jak rovněž uvádí norské orgány. Pokud k opětovné investici dojde brzy v období, na které se vztahuje výpočet, je snížení čisté současné hodnoty výrazně větší než v případě, kdy k opětovné investici dojde později v období, které se vztahuje výpočet. Norské orgány však Kontrolnímu úřadu neposkytly informace o tom, jaké potřeby ohledně opětovných investic měly vodní elektrárny prodané v roce 1999 a 2000, které jsou použity jako základ pro srovnání. Kontrolní úřad podotýká, že vzhledem k jejich stáří a nejspíše citlivé obchodní povaze nejsou s největší pravděpodobností takové údaje bezprostředně k dispozici ani není snadné je získat.
            
         
               (84)
            
            
               Norské orgány tvrdí, že při úpravě cen dotčených vodních elektráren s ohledem na dva výše uvedené rozdíly, tedy na období a nákladový základ, je cenové rozmezí 1,66 NOK a 1,74 NOK za KWh srovnatelné s cenou získanou u koncesní energie, tj. přibližně 1,00 za KWh (37). Jak je vysvětleno výše, z informací, které má Kontrolní úřad k dispozici, vyplývá, že průměrná hodnota transakce v letech 1999 a 2000 byla nepatrně vyšší než zmíněné rozmezí (v hodnotě přibližně 1,85 NOK). Kontrolní úřad proto srovná cenové rozmezí od 1,70 NOK do 1,80 NOK za KWh s prodejní cenou 1,00 NOK, kterou získala obec Narvik.
            
         
               (85)
            
            
               První úprava by spočívala v přizpůsobení cen trvalého prodeje tak, aby byly srovnatelné s cenami u smlouvy na dobu 50,5 roku. Kontrolní úřad použil 6 % míru kapitalizace, která snižuje hodnotu trvalého prodeje přibližně o 5,5 %. Srovnatelné rozmezí cen získaných při prodeji elektráren je tudíž 1,61–1,70 NOK. Tento rozdíl by musel být vysvětlen rozdílem v čistých peněžních tocích v hodnotě od 0,61 NOK do 0,70 NOK za KWh u cen koncesní energie a u provozních nákladů elektrárny, aby bylo dosaženo uspokojivého výsledku při testu, který se opírá o zásadu investora v tržním prostředí, a aby byla vyloučena podpora.
            
         
               (86)
            
            
               Jak je uvedeno výše, celkové provozní náklady se odhadují v rozmezí od 0,02 NOK do 0,05 NOK za KWh plus odhadovaná daň ve výši 0,02 NOK za KWh, což činí celkem 0,04–0,07 NOK za KWh. Kromě toho je třeba zohlednit opětovné investice, jejichž konečný účinek závisí na načasování a rozsahu, a je tudíž obtížné jej množstevně vyjádřit.
            
         
               (87)
            
            
               S ohledem na uvedené skutečnosti provedl Kontrolní úřad analýzu citlivosti u prodeje 128 GWh (38) koncesní energie na dobu 50,5 roku. Kontrolní úřad vyzkoušel různé kombinace nákladů a diskontních sazeb, přičemž nominální diskontní sazby po zdanění se pohybovaly v rozmezí od 5,5 % do 7,5 % a celkové provozní náklady mezi 0,05 NOK a 0,09 NOK za KWh, jak názorně ukazuje níže uvedená tabulka.
               
                           Analýza
                           citlivosti
                        
                        
                           Diskontní sazba
                        
                     
                           5,5 %
                        
                        
                           6 %
                        
                        
                           6,5 %
                        
                        
                           7 %
                        
                        
                           7,5 %
                        
                     
                           Provozní náklady
                        
                        
                           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)
            
            
               Výsledky se pohybují pod rozmezím 0,61 NOK až 0,70 NOK v případě, kdy jsou provozní náklady 0,09 NOK při jakékoli diskontní sazbě v rozmezí 5,5–7,5 %, nebo v případě, že jsou provozní náklady 0,08 NOK a diskontní sazba je 7,5 % nebo vyšší. V těchto scénářích je rozdíl mezi cenou koncesní energie a provozními náklady tak malý, že při výpočtu čisté současné hodnoty rozdílu výsledek nevysvětluje rozdíl mezi vyššími cenami získanými při trvalém prodeji vodních elektráren. To však platí pouze v situacích, kdy jsou provozní náklady, jsou-li do nich zahrnuty náklady na opětovné investice, o 60 až 80 % vyšší než odhadované náklady předložené norskými orgány.
            
         3.   Závěr a shrnutí
   
   
               (89)
            
            
               Na základě informací od norských orgánů posuzoval Kontrolní úřad otázku, zda dohoda mezi obcí Narvik a společností NEAS poskytla této společnosti výhodu. Kontrolní úřad zjistil, že čtyři odborná hodnocení mají omezenou hodnotu. S dlouhodobým vývojem budoucích cen elektřiny je spojena řada nejistot. Dlouhodobé smlouvy o energii bez ustanovení o úpravě ceny jsou neobvyklé.
            
         
               (90)
            
            
               Navíc není zřejmé, zda lze prodej elektrárny jako takový srovnávat s prodejem koncesní energie, jelikož trvalý prodej je konečným rozhodnutím, u kterého musí být posouzeno riziko týkající se neomezené nebo budoucí hodnoty. To neplatí při prodeji koncesní energie, u nějž se optimální délka smlouvy může z hlediska rizika a hodnoty lišit.
            
         
               (91)
            
            
               Kontrolní úřad však zohlednil specifické okolnosti tohoto případu včetně skutečnosti, že Narvik těsně předtím, než byla uzavřena smlouva se společností NEAS na dobu 50,5 roku, utrpěl při prodeji koncesní energie ztrátu, která byla provázena skutečností, že obec potřebovala přístup k likviditě, aby jednak zaplatila své dluhy, jednak aby mohla provést plánovanou investici do společnosti NEAS.
            
         
               (92)
            
            
               Právě s ohledem na tyto specifické okolnosti Kontrolní úřad přijímá tvrzení, že danou transakci lze navzdory její velmi dlouhé době trvání a nejistotě ohledně budoucích cen energie srovnat s prodeji vodních elektráren, k nimž došlo v letech 1999 a 2000. Kontrolní úřad tudíž v tomto konkrétním případě souhlasí s tím, že ceny prodaných vodních elektráren představují odpovídající zástupnou hodnotu tržní ceny při dlouhodobém prodeji dotčených nároků na koncesní energii. Na základě důkazů, které Kontrolnímu úřadu poskytly norské orgány, a vysvětlení příslušných rozdílů se zdá, že Narvik získal cenu, která je srovnatelná s cenami při prodeji elektráren v letech 1999 a 2000.
            
         
               (93)
            
            
               Na základě uvedených prvků dospěl Kontrolní úřad po zralé úvaze k závěru, že když obec Narvik uzavřela se společností NEAS smlouvu o prodeji nároku na koncesní energii, jednala dle vlastního uvážení jako investor v prostředí tržního hospodářství.
            
         
               (94)
            
            
               Nelze tudíž mít za to, že smlouva poskytuje společnosti NEAS výhodu, a proto nedošlo k poskytnutí státní podpory ve smyslu článku 61 Dohody o EHP,
            
         PŘIJAL TOTO ROZHODNUTÍ:
   Článek 1
   Při prodeji nároku obce Narvik na koncesní energii společnosti Narvik Energi AS nedošlo k poskytnutí státní podpory ve smyslu článku 61 Dohody o EHP.
   Článek 2
   Toto rozhodnutí je určeno Norskému království.
   Článek 3
   Pouze anglické znění tohoto rozhodnutí je závazné.
   
      V Bruselu dne 19. června 2013.
      
         
            Za Kontrolní úřad ESVO
         
         Oda Helen SLETNES
         
            předsedkyně
         
         Sabine MONAUNI-TÖMÖRDY
         
            členka kolegia
         
      
   
   
      (1)  Zveřejněno v Úř. věst. C 121, 26.4.2012, s. 2 a v dodatku EHP č. 23, 26.4.2012, s. 1.
   
      (2)  Věc č. 504391.
   
      (3)  Věc č. 519710.
   
      (4)  Věci č. 532247-532256.
   
      (5)  Věc č. 626050.
   
      (6)  Viz poznámka pod čarou č.
   
      (7)  Věc č. 635920.
   
      (8)  Věc č. 639486.
   
      (9)  Věci č. 655297-655305.
   
      (10)  1917.12.14 nr 16 Lov om erverv av vannfall mv. (industrikonsesjonsloven) („zákon o průmyslových licencích“).
   
      (11)  1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) („zákon o regulaci vodopádů“).
   
      (12)  § 2 odst. 12 pododstavec 1 zákona o průmyslových licencích.
   
      (13)  Zákon o průmyslových licencích, § 2 odst. 12 pododstavec 7.
   
      (14)  Zdá se, že zprávy DS1, DS2 a DT se vztahují na koncesní energii vyráběnou v lokalitách Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann a Norddalen, jejíž cena je stanovena ministerstvem. Ačkoli zpráva DS2 výslovně neuvádí množství oceněné koncesní energie, nic nenaznačuje, že by se zpráva nevztahovala na tentýž objem jako zpráva DS1. Zpráva AA se vztahuje na výrobu v týchž elektrárnách s výjimkou Taraldsviku.
   
      (15)  S hodnotou podle základního scénáře ve výši 87,7 milionu NOK.
   
      (16)  Úř. věst. L 137 8.6.2000 s. 28.
   
      (17)  1997.6.13 č. 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) („zákon o společnostech s ručením omezeným“).
   
      (18)  Věc C-39/94 SFEI v La Poste [1996] Sb. rozh. I-3547, bod 60.
   
      (19)  Zásada investora v prostředí tržního hospodářství je podrobněji popsána v pokynech Kontrolního úřadu ke státní podpoře, jež se týkají uplatňování ustanovení o státní podpoře na podniky vlastněnými veřejnými subjekty ve výrobním odvětví (Úř. věst. L 274 26.10.2000 s. 29).
   
      (20)  Srovnejte pokyny Kontrolního úřadu k použití pravidel státní podpory na vyrovnávací platbu udělenou za poskytování služeb obecného hospodářského zájmu (dosud nebyly zveřejněny v Úředním věstníku, jsou k dispozici na internetových stránkách Kontrolního úřadu: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), bod 68.
   
      (21)  Režijní cena 120 milionů NOK, která byla dojednána pro 116,3 GWh koncesní energie, jejíž cena byla stanovena ministerstvem, je stejná jako průměrná hodnota odhadovaných rozmezí NPV popsaných ve zprávě DT (110–130 milionů NOK), jakož i ve zprávě DS2 (110–140 milionů NOK). Kromě toho je cena nad střední hodnotou rozmezí uvedeného ve zprávě DS1 (80–145 milionů NOK) a přesahuje rozmezí uvedené ve zprávě AA (71,4–117,4 milionu NOK za 115,3 GWh koncesní energie, jejíž cena byla stanovena ministerstvem).
   
      (22)  Nezávislé odborné hodnocení, které splňuje příslušná kritéria PPB, nelze vždy považovat za reálný odraz tržní ceny majetku nebo budovy. Viz rozhodnutí Kontrolního úřadu č. 157/12/KOL o prodeji pozemku č. 271/8 vlastněného obcí Oppdal (Úř. věst. L 350 9.5.2012 s. 109), oddíl II.6.2.
   
      (23)  Kontrolní úřad navíc podotýká, že žádná ze čtyř zpráv neposuzuje hodnotu 11,3 GWh koncesní energie, jejíž cena je stanovena podle režijní ceny. Stejně tak nebylo Kontrolnímu úřadu poskytnuto nezávislé odborné hodnocení, které by oceňovalo hodnotu této koncesní energie. Norské orgány pouze vysvětlily, že cena 6 milionů NOK za tuto koncesní energii byla určena prostřednictvím vyjednávání mezi obcí Narvik a společností NEAS. Takovéto okolnosti Kontrolnímu úřadu neumožňují, aby posoudil prodej 11,3 GWh koncesní energie, jejíž cena byla určena podle režijní ceny, v souladu se zásadami PPB. Kromě toho zpráva AA nezohledňuje hodnotu výroby energie v Taraldsviku (1 GWh).
   
      (24)  Spojené věci T-80/06 a T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Komise [dosud nezveřejněny], bod 65–69.
   
      (25)  Spojené věci T-80/06 a T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Komise [dosud nezveřejněny], bod 68-69.
   
      (26)  Viz rozhodnutí Komise ve věci C 41/05 o státní podpoře poskytované Maďarskou republikou v rámci dlouhodobých dohod o prodeji elektřiny (Úř. věst. L 225 27.8.2009 s. 53), bod 200.
   
      (27)  Vzhledem ke 4 % míře kapitalizace dosáhne skutečné snížení hodnoty přibližně 14 %.
   
      (28)  Nominální hodnota odkazuje na ekonomickou hodnotu vyjádřenou v jednotkách měny v daném roce. Reálná hodnota naopak upravuje nominální hodnotu tím, že odstraňuje účinky změn obecné cenové hladiny (inflace), k nimž postupem času dochází.
   
      (29)  Příručka NVE č. 1 z roku 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, k dispozici na internetové adrese: http://www.nve.no/Global/Konsesjoner/Fjernvarme/handbok1-07.pdf
   
      (30)  Údaj pochází z této knihy: Thor Falkanger a Kjell Haagensen: Vassdrags- og energirett, 2002, s. 349.
   
      (31)  Viz zpráva AA a četné zprávy, na které odkazuje.
   
      (32)  Viz např.: Frode Kjærland: Norsk vannkraft – „arvesølv solgt på billigsalg“?, 2009, k dispozici na internetové adrese: http://www.magma.no/norsk-vannkraft-arvesoelv-solgt-paa-billigsalg
   
      (33)  Viz zpráva DT, oddíl 4.3.1.
   
      (34)  Kromě nákladů na dodání do sítě, ty se však budou rovnat nákladům ve scénáři prodeje elektrárny, a v analýze je tudíž lze opomenout.
   
      (35)  Příručka NVE č. 1 ze dne 2007, oddíl 4.2.3 a zpráva společnosti Sweco Grøner č. 154650-2007.1 citovaná v Ot.prp. č. 107 (2008-2009), oddíle 4.4, tabulce 4.2, k dispozici na internetové adrese: http://www.regjeringen.no/nn/dep/oed/dokument/proposisjonar-ogmeldingar/odelstingsproposisjonar/-2008-2009/otprp-nr-107-2008-2009-/4/4.html?id=569864
   
      (36)  Příručka NVE č. 1 z roku 2007, oddíl 4.2.2, ref. 2.2.
   
      (37)  Tj. prodejní cena 126 milionů NOK vydělená 128 GWh roční koncesní energie.
   
      (38)  Kontrolní úřad použil částku 0,10 NOK jako cenu stanovenou ministerstvem a pro zjednodušení částku 0,15 NOK jako režijní cenu, viz bod 14 výše.