CELEX: E2013C0258(01)
Language: hu
Date: 2013-06-19 00:00:00
Title: Az EFTA Felügyeleti Hatóság 258/13/COL határozata ( 2013. június 19. ) a koncesszió alapján termelt árammal kapcsolatban Narvik önkormányzatát megillető jogosultság Narvik Energi AS (NEAS) számára történő értékesítésével kapcsolatos hivatalos vizsgálati eljárás lezárásáról (Norvégia)

19.12.2013   
            
            
               HU
            
            
               Az Európai Unió Hivatalos Lapja
            
            
               L 343/63
            
         AZ EFTA FELÜGYELETI HATÓSÁG 258/13/COL HATÁROZATA
   (2013. június 19.)
   a koncesszió alapján termelt árammal kapcsolatban Narvik önkormányzatát megillető jogosultság Narvik Energi AS (NEAS) számára történő értékesítésével kapcsolatos hivatalos vizsgálati eljárás lezárásáról (Norvégia)
   AZ EFTA FELÜGYELETI HATÓSÁG (a továbbiakban: a Hatóság),
   TEKINTETTEL az Európai Gazdasági Térségről szóló megállapodásra (a továbbiakban: az EGT-megállapodás), különösen annak 61–63. cikkére és 26. jegyzőkönyvére,
   TEKINTETTEL az EFTA-államok közötti, Felügyeleti Hatóság és Bíróság létrehozásáról szóló megállapodásra (a továbbiakban: a Felügyeleti és Bírósági Megállapodás) és különösen annak 24. cikkére,
   TEKINTETTEL a Felügyeleti és Bírósági Megállapodás 3. jegyzőkönyvére (a továbbiakban: 3. jegyzőkönyv) és különösen a II. rész 7. cikkének (2) bekezdésére, valamint 13. cikkének (1) bekezdésére,
   AZT KÖVETŐEN, hogy az említett rendelkezéseknek megfelelően felhívta az érdekelt feleket, hogy tegyék meg észrevételeiket (1), és tekintettel az észrevételeikre,
   mivel:
   I.   TÉNYEK
   
   1.   Az eljárás
   
   
               (1)
            
            
               Egy 2009. január 7-i levélben panasz érkezett Narvik önkormányzata ellen (a továbbiakban: Narvik) azzal kapcsolatban, hogy értékesítette a koncesszió alapján termelt árammal kapcsolatos jogosultságait a Narvik Energi AS (a továbbiakban: NEAS) számára. A levél a Hatósághoz 2009. január 14-én érkezett, és aznap iktatták (2). A Hatóság 2009. július 16-án kelt levelében (3) további tájékoztatást kért a norvég hatóságoktól. Az információkérésre a norvég hatóságok 2009. október 2-án kelt levelükben (4) küldték meg válaszukat.
            
         
               (2)
            
            
               2011. december 14-én, a 393/11/COL határozat elfogadásával, a Hatóság eljárást kezdeményezett a Felügyeleti és Bírósági Megállapodás 3. jegyzőkönyve I. része 1. cikkének (2) bekezdése szerint. 2012. február 23-i levelükben (5) a norvég hatóságok megtették észrevételeiket a határozattal kapcsolatosan.
            
         
               (3)
            
            
               2012. április 26-án a határozatot kihirdették az Európai Unió Hivatalos Lapjában és EGT-kiegészítésében (6). 2012. május 25-én a Hatóság elektronikus levélben (7) észrevételeket kapott egy érdekelt féltől. A Hatóság 2012. június 28-án kelt elektronikus levelében (8) továbbította az észrevételeket a norvég hatóságok felé. 2012. november 30-án kelt levelükben (9), a norvég hatóságok további információkat nyújtottak be.
            
         2.   A panasz
   
   
               (4)
            
            
               A panaszos állítása szerint Narvik a NEAS-szal való szerződés létesítésével a 128 Gwh/évnyi koncesszió alapján termelt áramnak a NEAS számára 50 és fél éves időszakra történő értékesítésére vonatkozóan, jelentősen a piaci ár alatt adta el jogosultságát a koncesszió alapján termelt áram vásárlására és ezzel jogellenes állami támogatásban részesítette a NEAS-t.
            
         
               (5)
            
            
               A panaszos továbbá azt is állítja, hogy a szerződéskötésre vonatkozó határozatot Narvik önkormányzatának tanácsa téves, és/vagy hiányos információk alapján hozta meg. Állítása szerint a szerződés időtartamára vonatkozóan kritikus szakértői jelentésekről és a villamos energia piaci árának meghatározásában rejlő nehézségekről nem tájékoztatták az önkormányzatot a szerződéskötésről szóló határozatot megelőzően.
            
         3.   A koncessziós áram rendszere Norvégiában
   
   
               (6)
            
            
               Norvégiában a koncessziót általában nagyobb vízerőművek üzemeltetésére vonatkozóan igénylik. A vízenergia termelésére koncesszióval rendelkező vízerőművek kötelesek éves termelésük bizonyos mennyiségét annak az önkormányzatnak értékesíteni, amelynek a területén működnek. Az önkormányzat vételi joga alá tartozó villamos energia mennyiségére koncessziós áramként történik utalás. A koncessziós áramra vonatkozó szabályokat az ipari engedélyezési törvény 2. szakaszának (12) bekezdése (10) és a vízenergiáról szóló törvény 12. szakaszának (15) bekezdése (11) határozza meg.
            
         
               (7)
            
            
               A jogszabály indoklása szerint az önkormányzatok számára biztosítani kell az elegendő villamosáram-ellátást méltányos áron, így a koncessziós áram mennyiségét az egyes önkormányzatok általános villamosáram-szükséglete alapján határozzák meg (12) és ez elérheti az erőmű éves termelésének tíz százalékát. Nincs azonban korlátozás a koncessziós áram önkormányzatok általi hasznosítására vonatkozóan. Így az önkormányzatok felhasználhatják, értékesíthetik vagy bármely általuk megfelelőnek ítélt rendeletetésre fordíthatják azt.
            
         
               (8)
            
            
               A jogosultság nem jelenti azt, hogy az önkormányzatok kötelesek lennének koncessziós áramot vásárolni. Az 1983 előtti időre vonatkozó koncessziók esetében általában az a korlátozás alkalmazandó, hogy amennyiben egy önkormányzat úgy dönt, hogy nem gyakorolja a koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát, a jövőre vonatkozóan elveszíti ezt a jogosultságot.
            
         
               (9)
            
            
               A jogszabályok két árazási rendszert írnak elő a koncessziós áramra vonatkozóan; az első az 1959. április 10-e előtt kiadott koncessziókra, a másik az 1959. április 10-én vagy később kiadott koncessziókra vonatkozik.
            
         
               (10)
            
            
               Az 1959. április 10-e előtt kiadott koncessziók esetében, a koncessziós áram árát az egyes erőművek költségalapú ára, plusz 20 %-os haszonkulcs alapján számítják ki. Ezt a modellt továbbra is alkalmazzák az 1959. április 10-e előtt kiadott koncessziókra vonatkozóan és a következőkben „költségalapú ár” modellként történik rá hivatkozás. A koncessziós áram ezen árazási modell szerinti értékesítésére a következőkben, mint „költségalapú áron értékesített koncessziós áram” történik hivatkozás.
            
         
               (11)
            
            
               Az 1959. április 10-ét követően kiadott koncessziókra vonatkozóan, a koncessziós árat az energia és kőolajipari minisztérium határozza meg az országszerte működő vízerőművek reprezentatív mintájára vonatkozó átlagos költségek alapján. Erre az árazási módszerre a következőkben „hatósági ár” módszerként történik hivatkozás. Az ezen árazási modell szerint értékesített koncessziós áramra a következőkben, mint „hatósági áron értékesített koncessziós áram” történik hivatkozás.
            
         
               (12)
            
            
               Az ipari engedélyezési törvény előírja, hogy az önkormányzatoknak a koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát a Norvég Vízerőforrás és Energia Igazgatóság (a továbbiakban: NVE) elé terjeszthetik felülvizsgálatra húsz évvel azután, hogy a koncessziót kiadták (13). A norvég hatóságok kifejtették, hogy miközben az NVE felülvizsgálati eljárása a koncessziós áram mennyiségének kiigazítását eredményezheti, az nem idézhet elő lényeges változásokat a koncessziós árammal kapcsolatban az önkormányzatot megillető jogosultság tekintetében. A koncessziós árammal kapcsolatban a Narvikot megillető jogosultság nagy részének felülvizsgálata 2019-ben esedékes.
            
         
               (13)
            
            
               Az önkormányzatok viselik a koncessziós áram hálózatba történő betáplálásának költségét.
            
         4.   A Narvikot megillető koncessziós áram
   
   
               (14)
            
            
               Narvik évente összesen kb. 128 GWh koncessziós áramra jogosult, amelyből kb. 116,3 GWh árát hatósági árazási módszer szerint állapítják meg, és a fennmaradó kb. 11,7 GWh árát költségalapú árazási módszer szerint állapítják meg. A norvég hatóságok kifejtették, hogy a hatósági ár 2000-ben kb. 0,10 NOK, a vonatkozó költségalapú ár a Håkvik és Nygård esetében 2000-ben 0,14 NOK 0,178 NOK között alakult.
               
                           Az erőmű tulajdonosa az ügylet idején
                        
                        
                           Erőmű
                        
                        
                           Kb. GWh/év
                        
                        
                           Ármegállapítás módszere
                        
                     
                           NEAS
                        
                        
                           Håkvik és Nygård
                        
                        
                           11,7
                        
                        
                           Költségalapú ár
                        
                     
                           NEAS
                        
                        
                           Taraldsvik
                        
                        
                           1,0
                        
                        
                           Hatósági ár
                        
                     
                           Nordkraft
                        
                        
                           Sildvik
                        
                        
                           20,9
                        
                        
                           Hatósági ár
                        
                     
                           Statkraft
                        
                        
                           Skjomen, Båtsvann és Norddalen
                        
                        
                           94,4
                        
                        
                           Hatósági ár
                        
                     
         5.   A Narvik Energi AS (NEAS)
   
   
               (15)
            
            
               A NEAS Narvik önkormányzat területén, Nordland megyében található, villamos energiát állít elő és értékesít. 2001-ig a NEAS Narvik önkormányzatának 100 %-os tulajdonában állt. 2001-ben Narvik eladta részvényeinek 49,99 %-át két villamosenergia-vállalat, a Vesterålskraft AS és a Hålogalandskraft AS részére.
            
         
               (16)
            
            
               A 2006-os fúziót, valamint a 2009-es névváltozást követően a NEAS jelenleg a Nordkraft AS (a továbbiakban: Nordkraft) vállalat részét képezi.
            
         6.   A koncessziós áram értékesítéséhez vezető események
   
   
               (17)
            
            
               1998 végéig, Narvik önkormányzata rövid és hosszabb távú szerződések keretében eladta az évenként kb. 128 GWh koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát a NEAS részére. 1999 elején azonban, miután nem sikerült megállapodásra jutnia a NEAS-szal, Narvik az energiatőzsdén azonnali (spot) árakon értékesítette az őt megillető koncessziós áramot.
            
         
               (18)
            
            
               1999 márciusában az önkormányzat tendereljárást írt ki az 1999. év hátralévő részére vonatkozó koncessziós áram értékesítésére. 1999. március 30-án Narvik önkormányzata szerződést kötött a legmagasabb árat kínáló ajánlattevővel, a Kraftinor AS-szel. Az árat 109,50 NOK/MWh-ban határozták meg. Miután 111,10/MWh NOK plusz 20 NOK/MWh betáplálási költséget fizetett a koncessziós áramért, Narvik önkormányzatának kb. 2,3 millió NOK vesztesége keletkezett a szerződés alapján. Narvik eredetileg 3,5 millió NOK bevételi többletet várt.
            
         
               (19)
            
            
               1999. október 19-én az önkormányzati tanács végrehajtó bizottsága (a továbbiakban: végrehajtó bizottság) azt az ajánlást fogalmazta meg az önkormányzati tanács felé, hogy az önkormányzati koncessziós áram kezelésének – a biztonságos, tervezhető jövő érdekében – arra az átfogó célra kell irányulnia, hogy hosszú távon a ráfordítások maximálisan megtérüljenek. Az e cél elérésére javasolt stratégia négy részből állt:
               
                           1)
                        
                        
                           A koncessziós áramot a legmagasabb árat kínáló ajánlattevőnek adják el hosszú távú szerződések alapján fix hozammal, azonban árkiigazítási záradékokkal, amelyek pótlólagos hozamot tesznek lehetővé, amennyiben az árak lényegesen magasabbak, mint a szerződés időszakára előrejelzett árak;
                        
                     
                           2)
                        
                        
                           A koncessziós áramot különböző időtartamú különböző szerződések alapján adják el a kockázatok diverzifikálása érdekében;
                        
                     
                           3)
                        
                        
                           A polgármester felhatalmazást kap szerződések megkötésére az önkormányzati tanács által meghatározott stratégia szerint; valamint
                        
                     
                           4)
                        
                        
                           A koncessziós áram eladásából származó hasznot egy alapba helyezik letétbe, hogy az önkormányzati tanács döntései alapján kerüljön elosztásra.
                        
                     
         
               (20)
            
            
               Az önkormányzati tanács a polgármester javaslatára egy kiigazítással megerősítette a végrehajtó bizottság ajánlását, és a stratégia módosításával erősítette azt meg: ahelyett, hogy a polgármester kifejezetten „felhatalmazást kap a szerződések megkötésére az önkormányzati tanács által meghatározott stratégia szerint” a végleges határozat szerint a következő szöveg szerepel: „e stratégia megvalósításának első lépésként a NEAS-t felkérik, hogy vitassák meg a tárgyhoz fűződő érdekeltségeiket az ügyben, amint azt az önkormányzatnak november 9-én megküldött levelükben felvázolták.”
            
         
               (21)
            
            
               A NEAS 1999. november 9-én kelt levele megkérdőjelezte a javasolt stratégiát, amely szerint a koncesszió alapján termelt áramot eltérő időtartamú különböző szerződések alapján értékesíti a kockázat diverzifikálása érdekében. A NEAS ehelyett egyetlen hosszú távú szerződést javasolt („például 50 évre szóló szerződés”) és kész volt elfogadni az árkiigazítási záradék felvételét a Narvikkal kötendő szerződésbe.
            
         
               (22)
            
            
               Egy, szintén 1999. április 15-i levélben a NEAS kinyilvánította érdekeltségét a koncessziós árammal kapcsolatos hosszú távú szerződés megkötésében, a szerződéskötéskor történő, egyösszegű átalánykifizetéssel való vásárlás útján, vagy ennek alternatívájaként – eredetileg 60 évre javasolt – hosszú távú bérlettel, a Narvik önkormányzatának történő éves kifizetéssel.
            
         
               (23)
            
            
               A koncessziós áram témája mellett, megbeszéléseket folytattak a NEAS jövőbeni piaci szerepéről, valamint Narvik önkormányzatának a NEAS tulajdonosaként betöltött szerepéről.
            
         
               (24)
            
            
               A norvég hatóságok szerint a NEAS abban az időszakban annak lehetett tanúja, hogy széles körű regionális konszolidáció ment végbe a villamosenergia-vállalatok között, valamint nemzeti/nemzetközi üzemeltetők léptek be a helyi piacokra. A NEAS-nak meg kellett erősítenie saját tőkéjét, hogy részesedést szerezhessen más villamosenergia-vállalatokban, különösen a Nordkraft AS-ben. A NEAS szándéknyilatkozatokat írt alá a Hålogaland Kraft AS és a Vesterålskraft AS vállalatokkal is, hogy egy regionális termelővállalatot és egy regionális energiaszállító vállalatot alapítsanak. Ezeket a változásokat 2001. január 1-ével tervezték életbe léptetni. Annak érdekében, hogy a NEAS képes legyen ezen tranzakciók véghezvitelére saját és kölcsöntőke kombinációjával, azt várták, hogy Narvik önkormányzata, amely a NEAS kizárólagos tulajdonosa, további tőkét fektet be a NEAS-ba.
            
         
               (25)
            
            
               Az önkormányzati tanács 1999. december 16-i ülésén, úgy döntöttek, hogy az önkormányzat NEAS-beli tulajdoni hányadát, a vállalat tőkeigényét és a koncessziós áram kezelését együttesen kell értékelnie egy, a polgármesterből, a polgármester-helyettesből, az ellenzék vezetőjéből, valamint az igazgatóból, az igazgatóhelyettesből és az önkormányzat közbeszerzésért felelős vezetőjéből álló tárgyaló csoportnak.
            
         7.   Külső értékelések
   
   
               (26)
            
            
               A NEAS megbízására két jelentést készített el az Arthur Andersen (a továbbiakban: AA) és a Deloitte & Touche (a továbbiakban: DT) a hatósági áras koncessziós áram értékének megállapítása érdekében. Az AA jelentése nettó jelenérték módszert alkalmaz, azonban nem magyarázza nagy részletességgel az alapul szolgáló feltételezéseket. A DT jelentése szintén alkalmaz nettó jelenérték módszert, azonban szélesebb körben kifejti az AA jelentésénél a releváns feltételezések és számítások magyarázatát. A DT jelentése például részletesen magyarázza, hogy miként határozták meg az elvárt megtérülést a tőkeeszköz-árazási modell alapján és hogyan állapították meg a súlyozott átlagos tőkeköltséget. Az elemzés tartalmazza a koncessziós ár kiszámításának részletes leírását is, beleértve a villamos energia árában és a súlyozott átlagos tőkeköltségben bekövetkezett fokozatos változásokra alapozott érzékenységi elemzést.
            
         
               (27)
            
            
               Narvik önkormányzata két jelentést rendelt meg a Danske Securities-tól (a továbbiakban: DS1 és DS2). Az első jelentésre, a DS1-re vonatkozóan, a Danske Securities arra kapott megbízást, hogy értékelje, vajon az önkormányzatnak el kellene-e adnia a piacon a koncessziós áramra való jogosultságát vagy át kellene-e adnia a NEAS-nak. A DS1-ben a Danske Securities, saját kezdeményezésére, becslést adott a koncessziós áram jogosultságának értékére, 50 éves időtartamra vonatkozóan. A villamos energia árának jövőbeni alakulására vonatkozóan tett feltételezéseitől eltekintve, a Danske Securities csupán korlátozott útmutatást adott arról, hogy a koncessziós áramra való jogosultság értéke miként került kiszámításra.
            
         
               (28)
            
            
               A DS2-ben a Danske Securities a következő 3 piaci szereplőtől kért árra és költségre vonatkozó becsléseket: a CBF Kraftmegling AS (a továbbiakban: CBF), a Norwegian Energy Brokers AS (a továbbiakban: NEB) és a Statkraft SF (a továbbiakban: Statskraft). E becslésekre alapozva, a Danske Securities kiszámította a koncessziós áramra való jogosultság becsült piaci értékét. A CBF várakozásai szerint alapesetben ez 127 millió NOK-ra becsülhető. A NEB várakozásai szerint alapesetben ez 75 millió NOK-ra becsülhető. Mivel a NEB nem igazította az ár és költségbecslését az inflációhoz, a Danske Securities hangsúlyozta, hogy nem találta hitelt érdemlőnek a NEB várakozásait. A Statkraft becslései 115-140 millió NOK közötti összeget eredményeztek. A három értékbecslés alapján a Danske Securities azt a következtetést vonta le, hogy a koncessziós áramra való jogosultság becsült nettó jelenértéke 100-140 millió NOK között lehet.
            
         
               (29)
            
            
               A négy jelentés összefoglalását az alábbi táblázat mutatja. A következőkben ezekre a jelentésekre, mint „a négy jelentés” történik hivatkozás.
               
                           A jelentés
                        
                        
                           A jelentés szerzője
                        
                        
                           A jelentéstétel időpontja
                        
                        
                           A jelentés elkészítésére megbízást adott
                        
                        
                           Az értékelt koncessziós áram volumene (GWh-ban) (14)
                           
                        
                        
                           Időtartam (években)
                        
                        
                           Becsült nettó jelenérték (millió NOK)
                        
                     
                           AA
                        
                        
                           Arthur Andersen
                        
                        
                           1999.5.20.
                        
                        
                           NEAS
                        
                        
                           115,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           71,4-117,4 (15)
                           
                        
                     
                           DS1
                        
                        
                           Danske Securities
                        
                        
                           2000.2.14.
                        
                        
                           Narvik
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           80-145
                        
                     
                           DS2
                        
                        
                           Danske Securities
                        
                        
                           2000.2.23.
                        
                        
                           Narvik
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50
                        
                        
                           100-140
                        
                     
                           DT
                        
                        
                           Deloitte & Touche
                        
                        
                           2000.5.3.
                        
                        
                           NEAS
                        
                        
                           116,3
                        
                        
                           50,5
                        
                        
                           110-130
                        
                     
         8.   Belső értékelések
   
   
               (30)
            
            
               A külső értékeléseken felül, Narvik önkormányzatának közbeszerzésért felelős vezetője elkészítette saját értékelését.
            
         
               (31)
            
            
               Az 1999 októberében a végrehajtó bizottság részére benyújtott első értékelésében arra a következtetésre jutott, hogy a 10 és 40 év közötti futamidejűként meghatározott hosszú távú szerződésekkel kapcsolatban nagyon magas az átfogó kockázat az önkormányzat számára.
            
         
               (32)
            
            
               A második értékelésében, amelyet 2000. március 16-án a tárgyaló csoportnak mutatott be, a koncessziós áram kezelésére vonatkozó különböző opciókat tárgyalt. Addigra azonban a tárgyaló csoport a közbeszerzésért felelős vezető megbízatásának terjedelmét leszűkítette kizárólag a három forgatókönyv (mindegyik magában foglalta Narvik koncessziós áramra való jogosultságának a NEAS számára történő átadását 50 évre, valamint tulajdonrészének csökkentését a NEAS-ban) kockázatainak, elszámolási idejének, adóügyi vonatkozásainak és az azokhoz kapcsolódó profitmaximalizálásnak az értékelésére. Ennek ellenére a második értékelésében, a közbeszerzésért felelős vezető figyelmét továbbra is a szerződés hosszának fontosságára összpontosította. A koncessziós áramra való jogosultság határértékéről szóló értékelése idővel a következő volt, hogy „…az olyan nagyon hosszú időre, mint 50 évre szóló szerződés megkötése nagyon kevés hozzáadott értéket ad számunkra, eladókra a rövidebb idejű szerződésekhez képest (például 20 évre kötött szerződés 83 millió NOK értékben)”.
            
         
               (33)
            
            
               A hosszú távú szerződések előnyeivel és hátrányaival kapcsolatos belső megbeszéléseket követően, a tárgyaló csoport megtette ajánlását az önkormányzati tanács felé, amelyben 50 és fél év időtartamra szóló szerződést ajánlott, amely megfelelő arra, hogy csökkentse az önkormányzat kockázatát, és biztosítsa a hosszú távú tervezést.
            
         9.   A koncessziós áram értékesítése
   
   
               (34)
            
            
               A NEAS csak a 116,3 GWh hatósági áras koncessziós áram megvásárlására törekedett. A vállalattal folytatott tárgyalások során, Narvik azonban ragaszkodott, hogy a koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát teljes mértékben vásárolják meg és így a 11,7 GWh költségalapú áron értékesített koncessziós áramot kezeljék a hatósági áras koncessziós árammal egy csomagban.
            
         
               (35)
            
            
               2000 májusában, a felek végül megállapodtak, hogy a teljes 128 GWh koncessziós áramot beemelik a megállapodásba és a NEAS 120 millió NOK-ot fizet a hatósági áras koncessziós áramért, valamint 6 millió NOK-ot a költségalapú áron értékesített koncessziós áramért.
            
         
               (36)
            
            
               2000. május 25-én, az önkormányzati tanács hivatalosan döntött arról, hogy az önkormányzatnak értékesítenie kell a NEAS részére 50 és fél évre 126 millió NOK összegért az évi 128 GWh koncessziós áramra való jogosultságát.
            
         
               (37)
            
            
               2000. október 16-án Narvik és a NEAS hivatalossá tette a megállapodást a szerződés aláírásával, amelyben Narvik a fenti feltételekkel értékesítette a koncessziós áramra vonatkozó jogosultságát. A szerződésbe nem foglaltak árkiigazító mechanizmust, és a vételárat előre egy átalányösszegben kellett kifizetni.
            
         
               (38)
            
            
               2000. november 29-én Narvik önkormányzata és a NEAS kiegészítő megállapodást írt alá, amely szerint a NEAS a koncessziós áramra való jogosultság megvásárlásáért köteles Narvik önkormányzatának 60 millió NOK-ot készpénzben megfizetni, valamint a fennmaradó 66 millió NOK-ot a NEAS-nak (amely akkor még Narvik önkormányzatának 100 %-os tulajdonában állt) juttatott természetbeni sajáttőke-hozzájárulásként teljesíteni.
            
         10.   A NEAS részvényeinek eladása
   
   
               (39)
            
            
               2001-ben Narvik önkormányzata a NEAS-ban meglévő részesedésének 49,99 %-át eladta a Vesterålskraft AS-nak és a Hålogalandskraft AS-nak.
            
         11.   A norvég hatóságok észrevételei
   
   
               (40)
            
            
               A norvég hatóságok azon a véleményen vannak, hogy a szerződést a NEAS-szal piaci feltételek mellett kötötték. A hatóságok először is hangsúlyozzák, hogy a megállapodást azért kellett megkötni, mert Narvik önkormányzata pénzügyi szempontból nehéz helyzetben volt és szüksége volt likvid tőkére. Másodszor a NEAS-t fel kellett tőkésíteni, hogy a vállalat átalakításával egy nagyobb regionális vállalatot hozzanak létre. Végezetül, a szerződés megkötésének időpontjában az önkormányzat a koncessziós áramot veszteséggel adta el, mivel a koncessziós áram ára magasabb volt, mint a piaci ár. Példaként, az 1999. április és 1999. december közötti időszakban, Narviknak 2,3 millió NOK összegű vesztesége keletkezett a koncessziós áram eladása kapcsán.
            
         
               (41)
            
            
               A szabályozási kockázat kérdését illetően, a norvég hatóságok kifejtették, hogy a NEAS visel minden kockázatot. A hatóságok azzal érveltek, hogy valószínűleg inkább a koncessziós áram mennyiségének csökkenése, és nem a növekedése jelent kockázatot, ami csökkenti a támogatás valószínűségét.
            
         
               (42)
            
            
               A norvég hatóságok úgy érvelnek, hogy az 50 és fél évre szóló megállapodásra vonatkozóan egy erőmű végleges eladása a megfelelő piaci viszonyítási alap és, hogy a releváns különbségek kiigazításával, a NEAS által kapott árak összhangban álltak az erőművek eladásából származó árak szintjével ugyanebben az időszakban.
            
         
               (43)
            
            
               A 2000-ben történt erőmű eladások árairól szóló adatokra vonatkozóan, a norvég hatóságok a villamosenergia-piacnak a 2000. évre vonatkozóan a Pareto által elvégzett úgynevezett valós idejű felülvizsgálatára (a továbbiakban: Pareto felülvizsgálat) hivatkoznak. Ebből a felülvizsgálatból az derül ki, hogy a 2000-ben értékesített erőművek esetében a piaci árak 1,64 és 1,77 NOK/KWh éves termelési kapacitás között változtak. Narvik önkormányzata koncessziós áramra való jogosultságának eladása kb. 1,00 NOK/KWh éves termelési kapacitással egyezik meg. A norvég hatóságok szerint a számadatok közötti különbséget az alábbi tényezőkkel lehet magyarázni.
            
         
               (44)
            
            
               Először is, 2000-ben a jellemző működési költségek, beleértve a folyamatban lévő újbóli beruházásokat (értékcsökkenés nélkül) újabb erőmű esetében kb. 0,05 NOK/KWh/év voltak (plusz betáplálási költségek). A NEAS várható folyamatos kifizetése kettős volt; kb. 0,10 NOK/KWh/év (plusz betáplálási költségek) a hatósági áras koncessziós áramra vonatkozóan, valamint 0,14 és 0,178 NOK/KWh/év (plusz betáplálási költségek) az 1959. április 10. előtti koncessziós áramra vonatkozóan. 2000-ben a várható piaci ár kb. 0,12 NOK/KWh volt. Így a 2000. évi forgatókönyv 0,07 NOK/KWh nettó profitot eredményezne az erőmű tulajdonosának, a koncessziós áram 0,02 NOK/KWh árához képest. A szerződés megkötésének időpontjában, a becsült 2010-es ár 0,20 NOK volt. E becslés alapján, a 2010. évi forgatókönyv 0,15 NOK/KWh nettó profitot eredményezne az erőmű tulajdonosának, a koncessziós áram 0,10 NOK/KWh árához képest.
            
         
               (45)
            
            
               Másodszor a norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy a Pareto felülvizsgálatban szereplő öt erőmű eladási árát csökkenteni kell kb. 10-15 %-kal, amennyiben 4 %-os tőkésítési rátát alkalmaznak a határozatlan idejű (25-ös tőkésítési tényező) és az 50 évre szóló (21,48-as tőkésítési tényező) tőkésítés közötti különbség pótlására.
            
         
               (46)
            
            
               A norvég hatóságok hozzátették továbbá, hogy az első éveknek van a legnagyobb hatása a nettó jelenérték kiszámítására és a tulajdonosnak az újbóli beruházás miatt felmerülő súlyos költségei jellemzően csak későbbi szakaszban jelentkeznek, ezért csekély csökkentő hatása van a nettó jelenérték kiszámítására.
            
         
               (47)
            
            
               Ezt figyelembe véve, a norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy szoros korreláció van, egyrészt a kb. 1,64 – 1,77 NOK/KWh éves termelési kapacitású erőművek értékesítése, másrészt a kb. 1,00 NOK/KWh koncessziós áram bérlete (fizetés a villamos energiához való hozzáférésért 50 és fél évig) között.
            
         
               (48)
            
            
               A norvég hatóságok így azzal érvelnek, hogy a fenti tényezőket korrigáló összehasonlítás azt mutatja, hogy a NEAS által a koncessziós áramért fizetett ár összehasonlítható volt az ugyanabban az időben eladott erőművek árával és hozzáteszik, hogy az ár szintjére vonatkozó következtetésre a DT jelentése és a két DS jelentés szolgált alapul, amely időben megelőzte a koncessziós áramra vonatkozó 50 és fél évre szóló megállapodás megkötését.
            
         
               (49)
            
            
               A Hatóságnak a hatóságok általi földterület- és épületértékesítés állami támogatási elemeiről szóló iránymutatásaira (a továbbiakban: iránymutatások) (16) hivatkozva, a norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy a kompetitív és feltétel nélküli tendereljárás csak az egyik módszer, amelyet a Hatóság elismer a piaci árak meghatározásához a közvagyon eladására vonatkozóan. A norvég hatóságok hangsúlyozzák, hogy az iránymutatásokban a Hatóság azt is elismeri, hogy független szakértő értékelésére alapozva meg lehet határozni a támogatástól mentes piaci árat. A norvég hatóságok megjegyzik, hogy a DT és a két DS jelentést még az 50 és fél évre szóló szerződés megkötése előtt készítették. A második DS jelentés „közvetlen piackutatás” alapján határozta meg az értéket, amely a norvég hatóságok szerint a tendereljáráséhoz hasonló piaci tesztelést eredményezett. A norvég hatóságok azt is megjegyezték, hogy a végső ár a három becslés felső szintjén belül maradt.
            
         
               (50)
            
            
               A norvég hatóságok továbbá azzal is érveltek, hogy megfelelő volt, hogy nem foglalták bele az árkiigazítási záradékot, mivel a vételi árat egy összegben fizették meg és nem folyamatosan. A norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy, mivel a vételárat szerződéskötéskor – részben készpénzben és részben természetbeni hozzájárulásként – kiegyenlítették hasonlóan egy erőmű végleges értékesítéséhez, ezért „természetellenes és nagyon szokatlan” lett volna árkiigazítási mechanizmust belefoglalni. A norvég hatóságok továbbá azzal érvelnek, hogy a természetbeni hozzájárulás modellje alapján egy későbbi kiigazítás valószínűleg jogellenes lenne a korlátolt felelősségű társaságokról szóló törvény értelmében (17).
            
         12.   Harmadik felek észrevételei
   
   
               (51)
            
            
               Egy harmadik fél, a NEAS (jelenleg Nordkraft), észrevételeket nyújtott be a 393/11/COL határozattal kapcsolatban. A NEAS lényegében egyetért a norvég hatóságok véleményével.
            
         II.   ÉRTÉKELÉS
   
   1.   Állami támogatás megléte
   
   
               (52)
            
            
               Az EGT-megállapodás 61. cikkének (1) bekezdése a következőképpen rendelkezik:
               
                  „Ha e megállapodás másként nem rendelkezik, összeegyeztethetetlen az e megállapodásban foglaltak érvényesülésével az EK-tagállamok vagy az EFTA-államok által vagy állami forrásból bármilyen formában nyújtott olyan támogatás, amely bizonyos vállalkozásoknak vagy bizonyos áruk termelésének előnyben részesítése által torzítja a versenyt, vagy azzal fenyeget, amennyiben ez érinti a Szerződő Felek közötti kereskedelmet.”
               
            
         
               (53)
            
            
               Ebből a rendelkezésből következik, hogy az állami támogatás megvalósulásához az intézkedésnek gazdasági előnyt kell biztosítania a kedvezményezett számára. A következőkben a Hatóság értékeli, hogy ez esetben szó van-e ilyen gazdasági előnyről.
            
         2.   Gazdasági előny
   
   
               (54)
            
            
               Az Európai Unió Bírósága kijelentette, hogy annak megerősítése érdekében, hogy egy állami intézkedés támogatásnak minősül-e, szükség van annak megállapítására, hogy vajon a kedvezményezett vállalat olyan gazdasági előnyben részesül-e, amelyhez rendes piaci feltételek között nem jutott volna hozzá (18). A gazdasági előny meglétének értékelésére, a Hatóság a (feltételezett) piacgazdasági befektető elvét alkalmazza (19).
            
         
               (55)
            
            
               Amennyiben a szóban forgó ügyletet a piacgazdasági befektető elvével összhangban hajtották végre, pl. ha az önkormányzat a koncessziós áramra való jogosultságot piaci értékén értékesítette és az ár, valamint az ügylet feltételei a körültekintő piacgazdasági magánbefektető számára is elfogadhatóak lettek volna, az ügylet nem részesíti gazdasági előnyben a NEAS-t és így nem foglal magában állami támogatást. Ellenben, az ügylet állami támogatást foglalhat magában, amennyiben nem piaci áron hajtották végre.
            
         
               (56)
            
            
               Az értékelés elkészítésekor a Hatóság nem helyettesítheti az önkormányzat üzleti döntését a sajátjával, ami azt jelenti, hogy az önkormányzat – mint a koncessziós áram jogosultja– mozgástérrel rendelkezik annak eldöntésére, hogy milyen módon működik rendes versenyfeltételek között.
            
         
               (57)
            
            
               Az önkormányzat és a NEAS között megkötött szerződés értékelésének az ár és a feltételek vonatkozásában a szerződés megkötésének időpontjában Narvik önkormányzata számára rendelkezésre álló információkon kell alapulnia. Általánosságban véve egy megalapozott előzetes értékelés elegendő lenne annak kizárásához, hogy állami támogatás valósul meg, még akkor is, ha ez az értékelés olyan feltételezésekre támaszkodott, amelyek utólag helytelennek bizonyultak.
            
         
               (58)
            
            
               Ezért a Hatóság a következőkben értékeli, hogy Narvik önkormányzata piaci magánbefektetőként járt-e el, amikor szerződést kötött koncessziós áramra való jogosultságának értékesítésére.
            
         
               (59)
            
            
               A Hatóság tisztában van az ügylet megkötésének körülményeivel. A norvég hatóságok által szolgáltatott információk alapján a Hatóság úgy értelmezi, hogy a szerződés megkötésének időpontjában az önkormányzat helyzete szükségessé tette mind a likviditáshoz való hozzáférést (hiteltörlesztési kötelezettségének teljesítése érdekében), mind NEAS-nak történő tőkejuttatást. Ezen felül meg kell jegyezni, hogy a korlátolt felelősségű társaságokról szóló törvény korlátozta annak lehetőségét, hogy árkiigazítási mechanizmust foglaljanak bele a szerződésbe természetbeni hozzájárulás esetén. 1999-ben a 2000. évi adásvételi megállapodás megkötése előtt, Narvik önkormányzatának további vesztesége keletkezett a koncessziós áramának értékesítésével kapcsolatosan. Az önkormányzat ezért úgy döntött, hogy hosszú távra értékesíti a koncessziós áramra való jogosultságát, ugyanakkor azzal a hangsúlyozott stratégiájával összhangban jár el, amelynek célja, hogy maximalizálja a koncessziós áram megtérülését.
            
         
               (60)
            
            
               A norvég hatóságok azzal érveltek, hogy a Hatóságnak képesnek kellene lennie a gazdasági előny meglétének kizárására az iránymutatásokban lefektetett elveknek a jelen esetre történő alkalmazása alapján. A Hatóság megjegyezi, hogy bár az iránymutatások nem alkalmazandóak a koncessziós áram vásárlására vonatkozó jog eladására, az iránymutatások valóban előírnak két módszert, amelyekkel a hatóságok rendes esetben megkaphatják a piaci árat a hatóságok általi földterület- és épületértékesítés során, és ennek megfelelően biztosíthatják, hogy az eladás nem tartalmaz állami támogatást. Az első módszer a támogatási elem kizárására a feltételmentes pályázati eljárás útján történő értékesítés. A második módszer egy független szakértő értékelése alapján megállapított áron történő eladás, amely értékelést az általánosan elfogadott értékelési standardokkal összhangban végeznek el.
            
         
               (61)
            
            
               A Hatóság megjegyzi, hogy vagyoneszközöknek feltételmentes pályázati eljárás útján történő értékesítése rendes körülmények között kizárja a gazdasági előny meglétét. Legalábbis a valóban nyílt eljárások során, amelyekben több mint egy ajánlattevő szerepel (20). Narvik önkormányzatának a koncessziós áramra való jogosultságát azonban nem feltételmentes pályázati eljárás útján értékesítették.
            
         
               (62)
            
            
               Másrészt mind Narvik, mind a NEAS megrendelt két értékelést külső tanácsadóktól, a fenti (26) – (29) bekezdésekben leírtak szerint. Sem a DS1 és a DS2, sem az AA jelentése nem tisztázza alaposan azonban, hogy milyen módszert használtak az értékbecslések meghatározásához. A további magyarázatok hiányában, a Hatóság nincs abban a helyzetben, hogy értékelje, vajon a piaci értékbecslést az általánosan elfogadott piaci mutatókkal és értékelési normákkal összhangban végezték-e el. A Hatóság véleménye ezért az, hogy a DS1 és DS2, valamint az AA jelentése korlátozott értékkel bír a koncessziós áramra való jogosultság értékének becslésében. Másrészt a DT jelentése az értékeléséhez részletes magyarázatot ad. Következésképpen eredményeit lehet tesztelni és meg lehet vizsgálni. A Hatóság ezért úgy véli, hogy a DT jelentése a leghitelesebb jelentés. A Hatóság véleménye szerint azonban az a tény, hogy mind a négy jelentés hasonló eredményeket ad (21), megerősíti a DT jelentés eredményeit és feltehetően a másik három jelentés eredményeit is.
            
         
               (63)
            
            
               A Hatóság megjegyzi, hogy bár a független értékbecslő által megállapított ár normál esetben felhasználható a gazdasági előny kizárására könnyen értékelhető, általános jellegű föld- és épületek esetében, amelyekkel kapcsolatosan számos ügyletre kerül sorv, ez nem feltétlenül igaz olyan föld és épületek esetében, amelyek több egyedi jellemzővel rendelkeznek vagy amikor az eladás körülményei kételyt ébreszthetnek aziránt, hogy a szakértői értékelés tükrözi-e az ingatlan aktuális piaci értékét (22).
            
         
               (64)
            
            
               A következőkben leírtak szerint, a 6 évet meghaladó időtartamú fix áras villamosenergia-szolgáltatási szerződések nem szokványosak és nem gyakran fordulnak elő. Mivel nem létezik olyan piac, amelyen összehasonlítható árak figyelhetőek meg, és tekintettel a villamos energia árának ingadozására, a szakértői értékelés kevésbé alkalmas eszköz a piaci ár megállapítására egy 50 és fél évre megkötött fix áras villamosenergia-ellátásról szóló szerződés esetében (23).
            
         
               (65)
            
            
               Mindenesetre a Hatóság emlékeztet arra, hogy a piacgazdasági befektető tesztje, nem pedig a köztulajdonban levő földterület vagy épületek értékesítésére vonatkozó iránymutatások, az annak értékelésére alkalmazandó teszt, hogy a hatóságok által megkötött villamosenergia-ellátásról szóló szerződés magában foglal-e gazdasági előnyt, amely kedvez egy vállalkozásnak. Valójában azt, hogy az általános piacgazdasági befektető elve vonatkozik a hosszú futamidejű villamosenergia-szolgáltatási szerződésekre, az Európai Bíróság megerősítette a Budapesti Erőmű Zrt kontra Bizottság ügyben, amelyben a Törvényszék támogatta az Európai Bizottság megközelítését (a továbbiakban: a Bizottság) a magyar hatóságok által megkötött hosszú távú szerződésekre vonatkozó esetben (24).
            
         
               (66)
            
            
               Ebben az esetben a Bizottság azonosította az európai villamosenergia-piac kereskedelmi szolgáltatóinak fő gyakorlatait, amelyek relevánsak voltak az elemzése szempontjából és értékelte, hogy vajon az ez esetben felmerülő megállapodások összhangban álltak-e az említett gyakorlatokkal, illetve hogy a szerződéseket olyan feltételekkel kötötték-e, amelyek nem lettek volna elfogadhatóak a tisztán üzleti alapon eljáró gazdasági szereplő számára (25).
            
         
               (67)
            
            
               A Bizottság megállapította, hogy az európai piacon ritkán kötnek 6 évnél hosszabb időtartamú hosszú távú villamosenergia-ellátásról szóló szerződéseket (26). A Hatóságok rendelkezésére álló információk megerősítik ezt a megállapítást. Ezért, ha létezik is, nem sok ilyen hosszú futamidejű villamosenergia-ellátásról szóló szerződés van érvényben, amellyel referenciaárat lehetne kiszámítani a jövőre nézve az 50 és fél évre értékesített villamos energiára vonatkozóan.
            
         
               (68)
            
            
               A jövőbeni villamosenergia-árakra vonatkozó hosszú távú becsléseket azonban az erőművek potenciális vevőinek és eladóinak kell megtenni. A norvég hatóságok ezen az alapon érveltek úgy, hogy Narvik koncessziós áramra való jogosultságának eladásának hasonlónak kellene lennie a vízerőmű eladásához. Ezen érvelés alátámasztására a norvég hatóságok a Hatóságnak megküldték a Pareto felülvizsgálatot, amely áttekintést ad öt vízerőműről, amelyet Norvégiában 2000-ben értékesítettek.
            
         
               (69)
            
            
               A norvég hatóságok úgy vélik, hogy mind a vízerőművek eladásának esetében, mind Narvik koncessziós áramra való jogosultságának eladása esetében, az eladási árak a termelési volumen várható pénzforgalmának nettó jelenértéket képviselik. Így, mint ez esetben Narvik és a NEAS, a vízerőművek bármely vevőjének vagy eladójának fel kell becsülnie a vízerőmű értékét a következők alapján: a termeléssel kapcsolatos várható bevételek, csökkentve azokat a várható költségekkel a vonatkozó diszkontrátán diszkontálva, mindaddig amíg az új tulajdonos hasznosítani tudja az érintett vízerőművet.
            
         
               (70)
            
            
               A norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy bizonyos releváns tényező korrigálásával, a Pareto jelentésben említett öt vízerőmű ára összehasonlítható a Narvik koncessziós áramra való jogosultságának eladásából kapott árral. Ebben az összefüggésben, a Hatóság tudomásul veszi a norvég hatóságok által, a fenti I. fejezet (11) bekezdésében ismertetett módon hivatkozott korrekciós tényezőket.
            
         
               (71)
            
            
               Az öt vízerőműre vonatkozóan az eladási árak tartománya a termelési kapacitás per KWh szerint a 1,66 és 1,74 NOK között volt. Egy vagyoneszköz végleges értékesítése növeli a vagyoneszköz nettó jelenértékét összehasonlítva a koncessziós áram vásárlására való jogosultság 50 és fél évre történő eladásával, mivel a vagyoneszközről feltételezik, hogy pozitív pénzforgalmat generál majd 50 és fél év múlva. A norvég hatóságok 4 %-os tőkésítési rátát feltételeznek, amely az eladási ár kb. 10-15 %-os lefelé történő kiigazítását eredményezte, annak érdekében, hogy összehasonlítsák a végleges értékesítést a koncessziós áram meghatározott idejű eladásával (27).
            
         
               (72)
            
            
               A második különbség a végleges értékesítés és a koncessziós áram vásárlására való jogosultság 50 és fél évre történő eladása között a költségalapra vonatkozik, amelyet a nettó jelenérték modellben használnak – a termelésre vonatkozó összköltségek szemben a koncessziós díjakkal. A norvég hatóságok azzal érveltek, hogy a jellemző működési költségek, beleértve az újbóli beruházást egy újabb erőműbe, kb. 0,05 NOK/KWh-t tettek ki, miközben a hatósági ár abban az időben mintegy 0,10 NOK/KWh volt.
            
         
               (73)
            
            
               Annak értékelése céljából, hhogy az erőművek ára megfelelő összehasonlítási alapnak minősül-e a szóban forgó koncessziós áram piaci ára tekintetében, az érvelés mindegyik elemét meg kell vizsgálni részletesebben. A Hatóság értékelése a norvég hatóságok által szolgáltatott és egyéb nyilvánosan hozzáférhető információkon alapul.
            
         
               (74)
            
            
               A következő elemzésben a névleges értékek szerepelnek valamennyi számításban (28).
            
         
               (75)
            
            
               A Pareto felülvizsgálatban említett öt vízerőműre vonatkozóan az eladási árak/KWh a termelési kapacitás szerint a 1,66 és 1,74 NOK közötti tartományban alakultak. Az Econ Pöyri gazdasági tanácsadó cég által kiadott jelentésben, amelyben az a 1996 és 2005 közötti vízerőmű-értékesítéseket elemzi, az ügyletek átlagos értéke a 2000. évben valamivel magasabbnak tűnik, a becslések szerint kb. 1,85 NOK. Ugyanebben a jelentésben az áll, hogy 1999-ben ugyanezt a hozzávetőleges árat kapták. Ezek szerint az összehasonlítandó ártartomány kissé magasabbnak tűnik, mint a Pareto felülvizsgálatban szereplő. Mivel az ECON jelentés az ügyletek magasabb átlagos értékére utal, mint a Pareto felülvizsgálat, a Hatóság az 1,70 és 1,80 NOK közötti tartományt használja a további elemzésekben.
            
         
               (76)
            
            
               A második megfontolandó tényező az, hogy miként lehet az árszinteket kiigazítani a végleges értékesítésről az 50 és fél évnél hosszabb, meghatározott idejű eladáshoz. A norvég hatóságok azzal érveltek, hogy a megfelelő kiigazítási együttható a 10-15 %, amely 4 %-os tőkésítési rátán alapul. A Hatóság megállapítja, hogy a tőkésítési ráta megválasztása szorosan összefügg a diszkontráta megválasztásával a nettó jelenérték modellben. Az adózás utáni diszkontráta névleges értéke, amelyet a DT jelentésében használtak 6,8 %, míg az AA jelentésben használt 7 % volt. Azt is meg kell jegyezni, hogy az NVE 6,5 %-os rátát használt, amikor értékelte az új vízerőmű projekteket (29). A költségalapú ár számítási modellje 6 %-os rátát alkalmaz (30). A Hatóság a fentiek alapján azon a véleményen van, hogy a megfelelő diszkontráta és ezért a megfelelő tőkésítési ráta, amelyet alkalmazni kell a végleges és a határozott idejű értékesítés összehasonlítására, az adózás után névleges értéken 6-7 % közötti tartományban van. Ezen az alapon, a megfelelő kiigazítás értéke a végleges értékesítés és az 50 és fél évre történő értékesítés között nem a norvég hatóságok szerinti 10-15 %, hanem közelebb áll a 4-5 %-hoz.
            
         
               (77)
            
            
               A harmadik figyelembe veendő tényező a villamos energia jövőben várható piaci ára. A fentiek szerint, a jövőbeni energiaárak 50 évre vagy annál hosszabb időre szóló prognózisa nehézségekkel járó feladat. A fent említett értékelési jelentésekben, különösen az AA és a DT jelentésében azt a várakozást fogalmazták meg, hogy az energia piaci ára folyamatosan emelkedik egy 10-20 éves időszakban, amelyet követően várhatóan reálértéken állandó marad (azaz csak a várható inflációval nő) (31). Ez arra utal, hogy abban az időben konszenzus volt a piacon, hogy a jövőbeni energiaárak hosszú távon reálértéken állandóak maradnak és nem növekednek tovább (32). A Hatóság feltételezi, hogy a jövőbeni energiaárakra vonatkozó bizonytalanság valamennyi piaci szereplő számára érzékelhető volt, azok számára is, akik a koncessziós áramra való jogosultság értékesítésének időszakában vettek vagy adtak el erőműveket. Így nincs ok azt feltételezni, hogy a különböző piaci szereplőknek lényegesen eltérő információkhoz van hozzáférésük a piaci árakra vonatkozó várakozásokkal kapcsolatosan.
            
         
               (78)
            
            
               A bevételekről a költségekre áttérve, a norvég hatóságok által bemutatott összehasonlítás olyan forgatókönyvre utal, amelyben különbség van a pénzeszköz-kiáramlásban/KWh a végleges értékesítés és a 0,05 NOK árú koncessziós áram értékesítése között, a kb. 0,10 NOK várható koncessziós ár, valamint a kb. 0,05 NOK újbóli beruházást is tartalmazó működési költség miatt.
            
         
               (79)
            
            
               A koncessziós áram hatósági ára tekintetében, a Narvik önkormányzatát és a NEAS-t tanácsaikkal segítő tanácsadó cégek azt várták, hogy az árak reálértéken viszonylag állandóak maradnak, ami azt jelenti, hogy nem számítottak sem a hatékonyság jelentős növekedésére, sem a költségalap jelentős ingadozására. Elvben arra számítottak, hogy a koncessziós áram hatósági ára az infláció ütemének megfelelően növekszik majd (33). A rendelkezésre álló információk alapján, a Hatóság azon a véleményen van, hogy hasonló feltételezésekre jutott volna egy körültekintő befektető és ezért a következő elemzésben azt feltételezi, hogy a költségalapú áron értékesített koncessziós áram tekintetében nem kerül sor jelentős árváltozásra. A koncessziós áram értékének kiszámítása során a fenti költségek teszik ki a releváns pénzkiáramlást (34).
            
         
               (80)
            
            
               Mivel számos változó van, ami idővel hatással lehet a készpénzfelhasználásra, a 0,05 NOK számadatot, amely ötvözi a működési költségeket és az újraberuházás költségeit, értékelni kell annak különböző komponensei alapján.
            
         
               (81)
            
            
               Először is, nyilvánvaló, hogy egy erőműnek bizonyos fokú általános működési és karbantartási költségei lesznek. Feltételezhetően a vízerőmű működési és karbantartási költségei általában viszonylag alacsonyak és állandóak a 0,02 és 0,05 NOK/KWh közötti tartományban (35). Ezt alátámasztják a hatósági ár meghatározására alkalmazott költségadatok. 2000-ben e modell alapján a működési és karbantartási költségekre vonatkozó kompenzáció 0,267 NOK/KWh volt.
            
         
               (82)
            
            
               Egyéb pénzkiáramlás is lényeges a nettó jelenérték kiszámításához. A hatósági ár kiszámításában a 2000. évtől kezdődően az adókat 0,021 NOK-kal kompenzálták. Egy adott vízerőmű esetében a ténylegesen kivetett adó természetesen függne a haszontól mivel azonban a hatósági ár a szándék szerint reprezentatív lenne a tipikus norvég vízerőművek átlagos költségeire vonatkozóan, ésszerűnek tűnik azt feltételezni, hogy az adóteher kb. 0,02 NOK/KWh.
            
         
               (83)
            
            
               A nettó jelenértéken vett pénzkiáramlások utolsó hányadát az újraberuházás költségei teszik ki, amelyek döntően a vízerőmű újraberuházási igényeinek időzítésétől és szintjétől függnek. A Hatóság értelmezése szerint számviteli szempontból a vízerőmű gazdasági élettartama 40 év (36), azonban a tényleges élettartam hosszabb lehet. Az újraberuházás szintje sok esetben lényeges és ezért a pénzfelhasználás időzítése a norvég hatóságok szerint is nagyon fontos a nettó jelenérték kiszámításánál. Amennyiben az újraberuházás a számítási időszak korai szakaszában történik, a nettó jelenérték csökkenése jelentősen nagyobb, mintha az újraberuházás a számítási időszak későbbi szakaszában következett volna be. A norvég hatóságok azonban nem szolgáltattak információt a Hatóságnak az 1999-ben és 2000-ben értékesített vízerőművekkel kapcsolatos újraberuházások szükségességéről, amelyet azok összehasonlításuk alapjául használnak. A Hatóságok megjegyzik, hogy azok valószínűleg nem könnyen elérhetőek és nem könnyen beszerezhetőek, az azóta eltelt hosszú idő és a feltehetőleg üzleti szempontból érzékeny jellege miatt.
            
         
               (84)
            
            
               A szóban forgó vízerőművek árának kiigazításakor a két fenti különbségre, az időtartamra és a költségalapra vonatkozóan, a norvég hatóságok azzal érvelnek, hogy az 1,66 és 1,74 NOK/KWh ártartomány összehasonlítható a kb. 1,00 NOK/KWh koncessziós áramért kapott árral (37). A fentiek szerint a Hatóság számára rendelkezésre álló információk azt jelzik, hogy az átlagos ügyletenkénti érték 1999-re és 2000-re vonatkozóan valamennyivel magasabb volt ennél a tartománynál (kb. 1,85 NOK). A Hatóság ezért össze fogja hasonlítani az 1,70 és 1,80 NOK/KWh közötti ártartományt a Narvik által kapott 1,00 NOK árral.
            
         
               (85)
            
            
               Az első kiigazítás azt szolgálná, hogy a végleges értékesítéskor kapott árakat összehasonlíthatóvá tegye az 50 és fél éves szerződéssel. A Hatóság 6 %-os tőkésítési rátát alkalmazott, amely a végleges értékesítés értékét kb. 5,5 %-kal csökkenti. A vízerőmű-értékesítéseknél elért árak összehasonlítható tartománya ezért 1,61 és 1,70 NOK közötti. A koncessziós áram ára és a vízerőmű működési költsége közötti, 0,61 és 0,70 NOK/KWh nettó pénzforgalmi különbségnek magyarázattal kellene szolgálnia az eltérésre ahhoz, hogy eleget tegyenek a piaci befektetői tesztnek és kizárják a támogatást.
            
         
               (86)
            
            
               Becslések szerint a fent említettnek megfelelő teljes működési költség a 0,02 és 0,05/KWh közötti tartományban alakul, amihez 0,02 NOK/KWh adó járul, így összesesen 0,04 – 0,07 NOK/KWh-t tesz ki. Ezen felül figyelembe kell venni az újraberuházásokat, amelyek pénzügyi hatása, az időzítéstől és a beruházás mértékétől függ és ezért nehéz számszerűsíteni.
            
         
               (87)
            
            
               Ezt figyelembe véve, a Hatóság érzékenységi elemzést végzett el a 128 GWh (38) koncessziós áram 50 és fél évre történő értékesítése tekintetében. A Hatóság tesztelte a költségek és diszkontráták és a névleges adózás utáni diszkontráták költségeinek különböző kombinációit. Ezek a ráták az 5,5 % – 7,5 % közötti, és az összes működési költség 0,05 és 0,09 NOK/KWh közötti tartományban alakulnak, az alábbi táblázat szerint.
               
                           Érzékenységi
                           elemzés
                        
                        
                           Diszkontráta
                        
                     
                           5,5 %
                        
                        
                           6 %
                        
                        
                           6,5 %
                        
                        
                           7 %
                        
                        
                           7,5 %
                        
                     
                           Működési költségek
                        
                        
                           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)
            
            
               Az eredmények 0,61 – 0,71 NOK tartomány alatt vannak abban az esetben, amikor a működési költségek 0,09 NOK értékűek bármely diszkontrátán az 5,5 % – 7,5 % tartományban vagy abban az esetben, ha mind a működési költségek 0,08 %-osak és a diszkontráta 7,5 %-os vagy magasabb. Ezekben a forgatókönyvekben a koncessziós áram ára és a működési költségek közötti különbség olyan kicsi, hogy amikor a különbség nettó jelenértékét kiszámítják, az nem magyarázza a különbséget a vízerőművek végleges értékesítésénél elért magasabb árak esetében. Ez azonban csak azokban a helyzetekben merül fel, amikor a működési költségek, amennyiben az újraberuházás költségeit is belefoglalják, 60–80 %-kal magasabbak, mint a norvég hatóságok által benyújtott becsült költségek.
            
         3.   Következtetés és összefoglalás
   
   
               (89)
            
            
               A Hatóság a norvég hatóságok által szolgáltatott információk alapján értékelte azt a kérdést, hogy vajon Narviknak a NEAS-szal kötött megállapodása előnyhöz juttatta-e az utóbbit. A Hatóság úgy találta, hogy a négy szakértői értékelés korlátozott értékű. Számos bizonytalanság felmerül a jövőbeni villamosenergia-árak hosszú távú alakulásával kapcsolatosan. A hosszú távú villamosenergia-ellátásról szóló szerződések árkiigazítási záradék nélkül nem szokványosak.
            
         
               (90)
            
            
               Ráadásul nem nyilvánvaló, hogy a vízerőművek értékesítése önmagában véve egyáltalán összehasonlítható-e a koncessziós áram eladásával, mivel a végleges értékesítés végleges döntést jelent, amellyel kapcsolatosan fel kell mérni a tartós vagy jövőbeni értékre vonatkozó kockázatot. Nem ez a helyzet a koncessziós áram eladása esetében, amely során a szerződés optimális hossza a kockázat és érték szempontjából különbözhet.
            
         
               (91)
            
            
               A Hatóság azonban figyelembe vette az eset különleges körülményeit, beleértve azt a tényt, hogy Narvik veszteségesesen értékesítette koncessziós áramot, mielőtt a NEAS-szal az 50 és fél éves szerződést megkötötték, ugyanakkor pedig az önkormányzatnak szüksége volt likviditásra annak érdekében, hogy visszafizesse adósságát, valamint végrehajthassa a tervezett beruházást a NEAS-ban.
            
         
               (92)
            
            
               E különleges körülmények fényében a Hatóság elfogadja azt az érvelést, hogy a szóban forgó ügylet, a nagyon hosszú időtartama és a jövőbeni villamosenergia-árakkal kapcsolatos bizonytalanság ellenére, összehasonlítható az 1999-ben és 2000-ben történt vízerőmű eladásokkal. A Hatóság így, ebben a különleges esetben, elfogadja, hogy a vízerőművek vételára megfelelő összehasonlítási alapot jelent a szóban forgó koncessziós áram hosszú távú értékesítésének piaci árára vonatkozóan. A norvég hatóságok által a Hatóság rendelkezésére bocsátott bizonyítékra, valamint a lényeges különbségek magyarázatára alapozva, úgy tűnik, hogy Narvik az 1999-es és 2000-es vízerőmű értékesítésekkel összehasonlítható árakat ért el.
            
         
               (93)
            
            
               A Hatóság birtokában lévő ezen adatok mérlegelése alapján arra a következtetésre jutott, hogy Narvik körültekintő piacgazdasági befektetőként járt el, amikor megkötötte a NEAS-szal a koncessziós áramra való jogosultságának eladásáról szóló szerződést.
            
         
               (94)
            
            
               Ezért nem tekinthető úgy, hogy a szerződés előnyhöz juttatja a NEAS-t és következésképpen nem tartalmaz állami támogatást az EGT-megállapodás 61. cikke értelmében.
            
         ELFOGADTA EZT A HATÁROZATOT:
   1. cikk
   A koncesszió alapján termelt árammal kapcsolatban Narvik önkormányzatát megillető jogosultságnak a NEAS számára történő értékesítése nem tartalmaz állami támogatást az EGT-megállapodás 61. cikke értelmében.
   2. cikk
   E határozat címzettje a Norvég Királyság.
   3. cikk
   E határozatnak csak az angol nyelvű változata hiteles.
   
      Kelt Brüsszelben, 2013. június 19-en.
      
         
            az EFTA Felügyeleti Hatóság részéről
         
         Oda Helen SLETNES
         
            elnök
         
         Sabine MONAUNI-TÖMÖRDY
         
            testületi tag
         
      
   
   
      (1)  HL C 121., 2012.4.26., 25. o., valamint a 23. sz. EGT-kiegészítés, 2012.4.26., 1. o.
   
      (2)  Dokumentumszám: 504391.
   
      (3)  Dokumentumszám: 519710.
   
      (4)  Dokumentumszám: 532247–532256.
   
      (5)  Dokumentumszám: 626050.
   
      (6)  Lásd az 1. lábjegyzetet.
   
      (7)  Dokumentumszám: 635920.
   
      (8)  Dokumentumszám: 639486.
   
      (9)  Dokumentumszám: 655297-655305.
   
      (10)  1917.12.14 nr 16 Lov om erverv av vannfall mv. (industrikonsesjonsloven) („ipari engedélyezési törvény”).
   
      (11)  1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) („vízenergiáról szóló törvény”)
   
      (12)  Az ipari engedélyezési törvény 2. szakaszának (12) bekezdésének 1. alpontja.
   
      (13)  Az ipari engedélyezési törvény 2. szakasza (12) bekezdésének 7. pontja.
   
      (14)  Úgy tűnik, hogy a DS1 és a DS2, valamint a DT jelentése lefedi a Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann és Norddalen által termelt hatósági áras koncessziós áramot. Bár a DS2 jelentés kifejezetten nem adja meg az értékelt koncessziós áram mennyiségét, semmi sem utal arra, hogy nem a DS1 jelentésben foglalttal azonos mennyiségről lenne szó. Az AA jelentése ugyanazon erőművek termelését fedi le, a Taraldsvik kivételével,
   
      (15)  amelynek értéke alapesetben 87,7 millió NOK.
   
      (16)  HL L 137., 2000.6.8., 28. o.
   
      (17)  1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) („a korlátolt felelősségű társaságokról szóló törvény”).
   
      (18)  A C-39/94. sz., SFEI kontra La Poste ügyben 1996. július 11-én hozott ítélet (EBHT 1996., I-3547. o.) 60. pontja.
   
      (19)  A piacgazdasági befektető elvét részletesebben a Hatóságnak a feldolgozóiparban működő közvállalkozásoknak nyújtott állami támogatásra vonatkozó rendelkezések alkalmazásáról szóló iránymutatása írja le. (HL L 274., 2000.10.26., 29. o.).
   
      (20)  Vö.: A Hatóság iránymutatásai az állami támogatási szabályoknak az általános gazdasági érdekű szolgáltatásokért járó kompenzációra való alkalmazásáról (a Hivatalos Lapban még nem tették közzé, elérhetők a Hatóság honlapján: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), 68. pont
   
      (21)  A 116,3 GWh hatósági áras koncessziós áramra megállapított 120 millió NOK vételár azonos a DT jelentésében (110-130 millió NOK), valamint a D2 jelentésben (100-140 millió NOK) bemutatott becsült nettó jelenérték-tartományok középértékével. Továbbá, az ár felette van a DS1 jelentésben jelzett tartomány középértékének (80-145 millió NOK), és túllépi az AA jelentésben jelzett tartományt (71,4-117,4 millió NOK 115,3 GWh hatósági áras koncessziós áramért).
   
      (22)  Az iránymutatások vonatkozó kritériumait teljesítő, független szakértői értékelés, sem tartható minden esetben az ingatlan vagy épület piaci ára igazi kifejezésének. Lásd: az EFTA Felügyeleti Hatóság 157/12/COL határozata a 271/8. hrsz. teleknek az oppdali önkormányzat általi értékesítéséről, II. szakasz 6.2. pont (HL L 350., 2012.5.9., 109. o.).
   
      (23)  Ezen felül a Hatóság megjegyzi, hogy a négy jelentés nem becsüli fel a 11,3 GWh bekerülési költségalapú áron értékesített koncessziós áram értékét. A Hatóság nem kapott független szakértő által elvégzett értékbecslést sem a koncessziós áramra vonatkozóan. A norvég hatóságok csak azt fejtették ki, hogy a koncessziós áramra vonatkozó 6 millió NOK árat a Narvik és a NEAS közötti tárgyalások útján állapították meg. Ezek a körülmények nem teszik lehetővé a Hatóság számára, hogy értékelje a 11,3 GWh költségalapú áron értékesített koncessziós áram eladását az iránymutatások elveivel összhangban. Ezen felül, az AA nem veszi figyelembe a Taraldsvik (1 GWh) villamosenergia-termelésének értékét.
   
      (24)  A Törvényszék Budapesti Erőmű Zrt kontra Bizottság T-80/06. és T-182/09. sz. egyesített ügyek [még nem tették közzé], 65-69. pontja.
   
      (25)  A Törvényszék Budapesti Erőmű Zrt kontra Bizottság T-80/06. és T-182/09. sz. egyesített ügyek [még nem tették közzé], 68-69. pontja.
   
      (26)  Lásd a Bizottság határozatát a Magyarország által a hosszú távú villamosenergia-vásárlási megállapodások keretében nyújtott állami támogatásról C 41/05, 200. bekezdés (HL L 225., 2009.8.27., 53. o.).
   
      (27)  A 4 %-os tőkésítési ráta miatt a tényleges értékcsökkenés kb. 14 %-os lesz.
   
      (28)  A névleges érték egy adott évben egy valuta egységekben kifejezett gazdasági értékére utal. A tényleges értéket ezzel szemben a névleges érték kiigazítása révén kapjuk meg, kiküszöbölve az általános árszint időközben bekövetkező változásainak hatását (infláció).
   
      (29)  NVE 2007-es kézikönyv 1. sz. Kostnader ved produksjon av kraft og varme, a következő internetes címen elérhető: http://www.nve.no/Global/Konsesjoner/Fjernvarme/handbok1-07.pdf
   
      (30)  Adat a következő könyvből: Thor Falkanger és Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, 349. o.
   
      (31)  Lásd az AA jelentését és az abban hivatkozott számos jelentést.
   
      (32)  Lásd pl.: Frode Kjærland Norsk vannkraft – „arvesølv solgt på billigsalg”? 2009, a következő internetes oldalon érhető el: http://www.magma.no/norsk-vannkraft-arvesoelv-solgt-paa-billigsalg
   
      (33)  Lásd a DT jelentésének 4.3.1. szakaszát.
   
      (34)  Mivel azonban a betáplálási költségektől eltekintve, ez azonos lesz a vízerőmű-értékesítési forgatókönyvben szereplővel, ezért figyelmen kívül lehet hagyni az elemzésben.
   
      (35)  NVE 2007-es kézikönyv 1. sz., 4.2.3. szakasz, valamint a Sweco Grøner 154650-2007.1. sz. jelentése, hivatkozva az Ot.prp. 107. sz (2008-2009) 4.4. szakasz, 4.2. táblázatában, a következő internetes címen elérhető: 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 2007-es kézikönyv 1. sz., 4.2.2. szakasz, 2.2. hiv.
   
      (37)  Pl. 126 millió NOK eladási ár osztva 128 GWh évi koncessziós árammal.
   
      (38)  A Hatóság 0,10 NOK-t alkalmazott hatósági árként és az egyszerűség kedvéért 0,15 NOK-ot költségalapú árként, lásd a fenti (14)bekezdést.