natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Under hensyntagen hertil har Tilsynsmyndigheden foretaget en følsomhedsanalyse af salget af de 128 GWh [38] koncessionskraft over en periode på 50,5 år.
Taking this into account, the Authority has carried out a sensitivity analysis on the sale of the 128 GWh [38] of concession power over the 50,5 year period.
Tilsynsmyndigheden har undersøgt forskellige kombinationer af omkostnings- og diskonteringssatser med nominelle diskonteringssatser efter skat fra 5,5 % til 7,5 % og samlede driftsomkostninger mellem 0,05 og 0,09 NOK pr. kWh, jf. tabellen nedenfor.
The Authority has tested various combinations of costs and discount rates with nominal after tax discount rates ranging from 5,5 % to 7,5 % and total operating costs between NOK 0,05 and 0,09 per KWh, as demonstrated in the table below.
Følsomheds
Sensitivity
Driftsomkostning
Operating cost
Resultaterne ligger under intervallet 0,61-0,70 NOK, i det tilfælde, hvor driftsomkostningerne er på 0,09 NOK ved enhver diskonteringssats i intervallet 5,5 % til 7,5 % eller i det tilfælde, hvor både driftsomkostningerne ligger på 0,08 NOK og diskonteringssatsen er 7,5 % eller derover.
The results are below the NOK 0,61 to NOK 0,70 range in the case where the operating costs are NOK 0,09 at any discount rate in the 5,5 % - 7,5 % range or in the case where both the operating costs are NOK 0,08 and the discount rate is 7,5 % or higher.
I disse situationer er forskellen mellem koncessionskraftprisen og driftsomkostningerne så lille, at nettonutidsværdien af forskellen - når denne beregnes - ikke forklarer forskellen i de højere priser, der blev opnået ved det permanente salg af vandkraftværker.
In these scenarios the difference between the concession power price and the operating cost is so small that when the NPV of the difference is calculated, it does not explain the difference in the higher prices obtained in the permanent hydro power plant sales.
Dette er imidlertid kun tilfældet i situationer, hvor driftsomkostningerne inkl. reinvesteringsomkostningerne, er 60-80 % større end de norske myndigheders omkostningsskøn.
However, this is the case only in situations where the operating cost, when reinvestment costs are included, are 60 to 80 % higher than the cost estimates put forward by the Norwegian authorities.
Konklusion og resumé
Conclusion and summary
På grundlag af oplysningerne fra de norske myndigheder har Tilsynsmyndigheden undersøgt, om Narviks aftale med NEAS indebar en fordel for sidstnævnte.
The Authority has assessed the question of whether Narvik’s agreement with NEAS conferred an advantage on the latter on the basis of the information provided by the Norwegian authorities.
Tilsynsmyndigheden har fundet de fire ekspertvurderinger af begrænset værdi.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
Der er mange usikkerhedsmomenter forbundet med udviklingen i fremtidige elpriser over længere perioder.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
Langvarige energiforsyningskontrakter uden pristilpasningsklausuler er usædvanlige.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
Det er desuden ikke indlysende, at salget af kraftværker som sådant kan sammenlignes med salg af koncessionskraft, da et permanent salg er en endelig beslutning, for hvilket risikoen vedrørende den uendelige eller fremtidige værdi skal vurderes.
Moreover, it is not obvious that the sale of power plants as such can be compared with a sale of concession power since a permanent sale is a final decision for which the risk concerning the infinite or future value must be assessed.
Dette er ikke tilfældet for så vidt angår salget af koncessionskraft, hvor den optimale længde af kontrakten med hensyn til risiko og værdi kan være forskellig.
This is not the case of concession power sale where the optimal length of the contract in terms of risk and value might be different.
Tilsynsmyndigheden har imidlertid noteret sig de særlige omstændigheder i sagen, herunder den omstændighed, at Narvik led tab på salget af koncessionskraft umiddelbart inden indgåelsen af kontrakten med NEAS på 50,5 år, og at kommunen havde behov for adgang til likviditet både for at afdrage på sin gæld og for at foretage den planlagte investering i NEAS.
However, the Authority has taken note of the particular circumstances of the case including the fact that Narvik suffered losses on the sale of concession power just before the 50,5 year contract with NEAS was concluded, coupled with the fact that the municipality needed access to liquidity in order to both repay its debt as well as making the planned investment in NEAS.
Henset til de oplysninger, som de norske myndigheder har fremlagt for Tilsynsmyndigheden, og myndighedernes forklaringer om de relevante forskelle, må det antages, at Narvik opnåede en pris svarende til salgene af kraftværker i 1999 og 2000.
Based on the evidence made available to the Authority by the Norwegian authorities, and the explanations about the relevant differences, it appears that Narvik obtained a price comparable to the power plant sales of 1999 and 2000.
På grundlag af disse oplysninger er Tilsynsmyndigheden nået til den konklusion, at Narvik handlede inden for sine skønsbeføjelser som markedsøkonomisk investor, da den indgik kontrakten med NEAS vedrørende salget af kommunens ret til koncessionskraft.
On the basis of those elements the Authority has, on balance, come to the conclusion that Narvik, when it concluded the contract with NEAS for the sale of its entitlement to concession power acted within its discretion as a market economy investor.
Kontrakten kan derfor ikke anses for at indebære en fordel for NEAS og den udgør derfor ikke statsstøtte som omhandlet i EØS-aftalens artikel 61 —
The contract therefore cannot be considered to confer an advantage on NEAS and consequently, it does not involve state aid within the meaning of Article 61 of the EEA Agreement.
Salget af Narvik kommunes ret til koncessionskraft til Narvik Energi AS udgør ikke statsstøtte som omhandlet i EØS-aftalens artikel 61.
The sale of Narvik municipality’s entitlement to concession power to Narvik Energi AS does not involve state aid within the meaning of Article 61 of the EEA Agreement.
Kun den engelske udgave af denne afgørelse er autentisk.
Only the English language version of this decision is authentic.
Offentliggjort i EUT C 121 af 26.4.2012, s. 25, og EØS-tillæg nr. 23 af 26.4.2012, s. 1.
Published in OJ C 121, 26.4.2012, p. 25 and EEA Supplement No 23 26.4.2012 p. 1.
Registreringsnr. 504391.
Event No 504391.
Registreringsnr. 519710.
Event No 519710.
Registreringsnr. 532247-532256.
Events No 532247-532256.
Registreringsnr. 626050.
Event No 626050.
Registreringsnr. 635920.
Event No 635920.
Registreringsnr. 639486.
Event No 639486.
Registreringsnr. 655297-655305.
Events No 655297-655305.
(industrikonsesjonsloven) (»industrikoncessionsloven«).
(industrikonsesjonsloven) (‘the Industrial Licensing Act’).
1917.12.14 nr 17, lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (»vandfaldsreguleringsloven«).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (‘the Waterfalls Regulation Act’).
Industrikoncessionslovens § 2, stk. 12, første afsnit.
Section 2(12)(1) of the Industrial Licensing Act.
Industrikoncessionslovens artikel 2, stk. 12, syvende afsnit.
Industrial Licensing Act Section 2(12)(7).
Det ser ud til, at DS1, DS2, og DT-rapporterne omfatter ministeriepriskoncessionskraft produceret af Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann og Norddalen.
It appears that the DS1, DS2 and DT reports covers the ministry price concession power produced by Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann and Norddalen.
Skønt DS2-rapporten ikke udtrykkeligt angiver mængden af vurderet koncessionskraft, er der intet, der tyder på, at den ikke omfatter den samme mængde som DS1-rapporten.
Although the DS2 report does not explicitly state the amount of concession power assessed, there is nothing to indicate that it does not cover the same volume as the DS1 report.
AA-rapporten omfatter produktion fra de samme kraftværker med undtagelse af Taraldsvik.
The AA report covers the production of the same plants with the exception of Taraldsvik.
Med en basisscenarioværdi på 87,7 mio. NOK.
With a base case value of NOK 87,7 million.
EFT L 137 af 8.6.2000, s. 28.
OJ L 137, 8.6.2000, p. 28.
1997.6.13 nr 44, Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (»Limited Liability Company Act«).
1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (‘Limited Liability Company Act’).
Domstolen dom af 11. juli 2006 i sag C-39/94, Syndicat français de l'Express international (SFEI) m.fl. mod La Poste m.fl., Sml. I, s. 3547 (præmis 60).
Case C-39/94 SFEI v La Poste [1996] ECR I-3547, paragraph 60.
Det markedsøkonomiske investorprincip er beskrevet nærmere i Tilsynsmyndighedens retningslinjer om anvendelsen af statsstøttebestemmelserne på offentlige virksomheder i fremstillingssektoren (EFT L 274 af 26.10.2000 s. 29).
The market economy investor principle is described in more depth in the Authority’s guidelines on the application of state aid provisions to public enterprises in the manufacturing sector (OJ L 274, 26.10.2000, p. 29).
Jf. Tilsynsmyndighedens retningslinjer om anvendelsen af statsstøtteregler på kompensation for levering af tjenesteydelser af almindelig økonomisk interesse (endnu ikke offentliggjort i EUT, men tilgængelig på Tilsynsmyndighedens websted: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), afsnit 68. http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), afsnit 68.
Compare the Authority’s Guidelines on the application of the state aid rules to compensation granted for the provision of services of general economic interest (not yet published in the OJ, available on the Authority’s website: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), paragraph 68.
Den købspris på 120 mio. NOK, der blev aftalt for de 116,3 GWh ministeriepriskoncessionskraft, svarer til den gennemsnitlige værdi af de anslåede nettonutidsværdiintervaller i DT-rapporten (110-130 mio. NOK) samt de DS2-rapporten (100-140 mio. NOK).
The NOK 120 million purchase price agreed on for the 116,3 GWh of ministry price concession power is identical to the mean value of the estimated NPV ranges presented in the DT report (NOK 110-130 million) as well as the DS2 report (NOK 100-140 million).
Prisen ligger desuden over den gennemsnitlige værdi af intervallet i DS1-rapporten (80-145 mio. NOK) og overstiger det interval, der angives i AA-rapporten (71,4-117,4 mio. NOK for 115,3 GWh ministeriepriskoncessionskraft).
Furthermore, the price is above the mean value of the range indicated in the DS1 report (NOK 80-145 million) and the price exceeds the range indicated in the AA report (NOK 71,4-117,4 million for 115,3 GWh of ministry price concession power).
En uafhængig ekspertvurdering, som opfylder de relevante kriterier i SOL, kan ikke altid anses for at være et reelt udtryk for en ejendoms eller en bygnings markedspris, jf. Tilsynsmyndighedens afgørelse nr. 157/12/KOL af 9. maj 2012om Oppdal Kommunes salg af ejendom gnr. 271/8 (Norge), afsnit II, punkt 6.2.
An independent expert evaluation meeting the relevant criteria of the SOL, cannot always be held to be a true expression of the market price of a property or a building, See the Authority’s Decision No 157/12/COL on the sale of land gnr 271/8 by Oppdal municipality (OJ L 350, 9.5.2012, p. 109), section II.6.2.
Tilsynsmyndigheden bemærker endvidere, at de fire rapporter ikke indeholder en vurdering af de 11.3 GWh kostpriskoncessionskraft.
Furthermore, the Authority notes that the four reports do not assess the value of the 11,3 GWh of cost price concession power.
Tilsynsmyndigheden har heller ikke fået forelagt en uafhængig sagkyndig vurdering af værdien af denne koncessionskraft.
Nor has the Authority been provided with an independent expert valuation assessing the value of this concession power.
De norske myndigheder har blot forklaret, at prisen på 6 mio. NOK for denne koncessionskraft blev indgået efter forhandlinger mellem Narvik og NEAS.
The Norwegian authorities have merely explained that the price of NOK 6 million for this concession power was concluded through negotiations between Narvik and NEAS.
Disse omstændigheder gør det ikke muligt for Tilsynsmyndigheden at vurdere salget af de 11,3 GWh kostpriskoncessionskraft på grundlag af SOL-principperne.
These circumstances do not make it possible for the Authority to assess the sale of the 11,3 GWh of cost price concession power according to the principles of the SOL.
Desuden tages der i AA-rapporten ikke hensyn til værdien af Taraldsviks elproduktion (1 GWh).
In addition, AA does not take into account the value of the Taraldsvik (1 GWh) power production.
Forenede sager T-80/06 og T-182/09, Budapesti Erőmű Zrt mod Kommissionen [endnu ikke offentliggjort], præmis 65-69.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 65-69.
Forenede sager T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt mod Kommissionen [endnu ikke offentliggjort], præmis 65-69.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 68-69.
Se Kommissionens beslutning om Ungarns statsstøtte C 41/05 i forbindelse med langfristede elkøbsaftaler (EUT L 225 af 27.8.2009, s. 53), betragtning 200.
See Commission Decision in Case C 41/05 State aid awarded by Hungary through Power Purchase Contracts (OJ L 225, 27.8.2009, p. 53), paragraph 200.
Lægges en 4 %'s kapitaliseringsrate til grund, vil den faktiske værdinedsættelse ligge på ca. 14 %.
Given a 4 % capitalization rate, the actual reduction in value would be approximately 14 %.
Nominel værdi refererer til en økonomisk værdi udtrykt i enheder i en valuta i et givet år.
Nominal value refers to an economic value expressed in units of a currency in a given year.
I modsætning hertil tilpasser den reelle værdi den nominelle værdi for at neutralisere effekten af generelle stigninger i prisniveauet over tid (inflation).
By contrast, real value adjusts nominal value to remove effects of general price level price changes (inflation) over time.
NVE vejledning nr. 1 af 2007, Kostnader ved produksjon av kraft og varme, som findes på følgende internetadresse:
NVE Handbook No 1 of 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, available at the following url:
Tallene stammer fra følgende bog: Thor Falkanger og Kjell Haagensen:
Figure taken from the following book:
Vassdrags- og energirett 2002, s. 349.
Thor Falkanger and Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, page 349.
Jf. AA-rapporten og de mange rapporter, der henvises til deri.
See the AA report and the numerous reports referred to therein.
2009, der findes på følgende internetadresse:
2009, available at the following url:
Jf. DT-rapporten, punkt 4.3.1.
See the DT report, section 4.3.1.
Foruden indfødningsomkostninger, men dette ville være det samme i relation til salg af kraftværker, og der kan derfor ses bort herfra i analysen.
In addition to the feeding cost, but this will be equivalent for the power plant sale scenario and can therefore be disregarded in the analysis.
NVE-vejledning nr. 1 af 2007, afsnit 4.2.3, og Sweco Grøner-rapport nr. 154650-2007.1 som nævnt i Ot.prp. nr. 107 (2008-2009), afsnit 4.4, tabel 4.2, der findes på følgende internetadresse:
NVE Handbook No 1 of 2007 section 4.2.3 and Sweco Grøner report no. 154650-2007.1 cited in Ot.prp. nr. 107 (2008-2009) section 4.4, table 4.2, available at the following url:
NVE-vejledning nr. 1 af 2007, afsnit 4.2.2, ref. 2.2.
NVE Handbook No 1 of 2007 section 4.2.2, ref 2.2.
Dvs. en salgspris på 126 mio. NOK divideret med 128 GWh årlig koncessionskraft.
I.e. NOK 126 million sales price divided by 128 GWh of annual concession power.
Tilsynsmyndigheden har anvendt 0,10 NOK som ministeriepris og for nemheds skyld 0,15 NOK som kostpris, jf. betragtning (14) ovenfor.
The Authority has used NOK 0,10 as the ministry price and for simplicity NOK 0,15 as the cost price, see paragraph (14) above.
I marts 1999 indledte kommunen en udbudsprocedure med henblik på salg af sin koncessionskraft i resten af 1999.
In March 1999, the municipality arranged a tender procedure for the sale of its concession power for the remainder of 1999.
Den 30. marts 1999 indgik Narvik en kontrakt med den højstbydende, Kraftinor AS.
On 30 March 1999, Narvik concluded a contract with the highest bidder, Kraftinor AS.
Tanken var, at disse ændringer skulle få virkning fra 1. januar 2001.
These changes were planned to take effect as of 1 January 2001.
For at gøre det muligt for NEAS at gennemføre disse transaktioner med en kombination af egne midler og lånt kapital, var det meningen, at Narvik – NEAS' eneste ejer – skulle tilføre NEAS yderligere kapital.
In order for NEAS to be able to complete these transactions with a combination of equity and borrowed capital, Narvik - NEAS’ sole owner - was expected to inject additional equity into NEAS.
Hvad angår spørgsmålet om den reguleringsmæssige risiko har de norske myndigheder forklaret, at NEAS bærer samtlige risici.
As regards the question of regulatory risk, the Norwegian authorities have explained that NEAS bears all risk.
De har fremført, at risikoen efter al sandsynlighed vil angå en mindre mængde fremfor en større mængde koncessionskraft, hvilket vil reducere sandsynligheden for støtte.
They argue that the risk is likely to be one of reduced quantity rather than increased quantity of concession power which would reduce the likelihood of aid.
NEAS' forventede løbende betaling var delt i to, nemlig omkring 0,10 NOK pr. kWh pr. år (plus indfødningsomkostninger) på ministeriepriskoncessionskraft og mellem 0,14 og 0,178 NOK pr. kWh (plus indfødningsomkostninger) pr. år for så vidt angår koncessionskraft fra før 10. april 1959.
about NOK 0,10 per KWh per year (plus feeding costs) on the ministry price concession power and between NOK 0,14 and 0,178 per KWh (plus feeding costs) per year on the pre 10 April 1959 concession power.
I år 2000 udgjorde den forventede markedspris ca. 0,12 NOK pr. kWh.
In 2000, the expected market price was approximately NOK 0,12 per KWh.
Ifølge samme rapport blev der opnået nogenlunde samme priser i 1999.
According to the same report, the same approximate price was obtained in 1999.
Det prisinterval, der skal sammenlignes med, synes derfor at være en smule højere end det, der fremgår af Pareto-gennemgangen.
Accordingly, the price range to compare with appears to be slightly higher than the one in the Pareto Review.
Det er i lyset af disse særlige omstændigheder, at Tilsynsmyndigheden accepterer argumentet om, at den omhandlede transaktion på trods af sin lange løbetid og usikkerheden om de fremtidige elpriser kan sammenlignes med salget af vandkraftværker i 1999 og 2000.
It is in the light of these particular circumstances that the Authority accepts the argument that the transaction at issue, despite its very long duration and the uncertainty about future power prices, may be compared with hydro power plant sales that took place in 1999 and 2000.
Myndigheden accepterer således i dette særlige tilfælde, at priserne for de solgte vandkraftværker udgør en egnet indikator for markedsprisen i forbindelse med det pågældende salg på lang sigt af retten til koncessionskraft.
The Authority thus, in this particular case, accepts that the prices for the hydro power plants sold represent an adequate proxy for the market price in the long term sale of concession power entitlements at issue.
Se eksempelvis:
See for instance:
Frode Kjærland, Norsk vannkraft — »arvesølv solgt på billigsalg«?
Frode Kjærland Norsk vannkraft – ‘arvesølv solgt på billigsalg’?
Denne model finder stadig anvendelse på koncessioner, der er tildelt inden den 10. april 1959, og benævnes i det følgende »kostprismodellen«. Koncessionskraft, der er solgt efter denne prismodel, benævnes i det følgende »kostpriskoncessionskraft«.
This model is still applied to concessions granted prior to 10 April 1959, and is in the following referred to as the ‘cost price’ model. Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘cost price concession power’.
Denne prisfastsættelsesmetode benævnes i det følgende »ministerieprismetoden«. Koncessionskraft, der er solgt efter denne prismodel, benævnes i det følgende »ministeriepriskoncessionskraft«.
This pricing method is in the following referred to as the ‘ministry price’ method. Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘ministry price concession power’.
Borgmesteren har bemyndigelse til at indgå aftaler i overensstemmelse med den strategi, som kommunalbestyrelsens har fastlagt.
The Mayor is granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council; and
I DS2 udbad Danske Securities sig oplysninger om forventningerne til udviklingen i priser og omkostninger fra tre markedsoperatører, nemlig CBF kraftmegling AS (herefter »CBF«), Norwegian Energy Brokers AS (herefter »NEB«) og Statkraft SF (herefter »Statkraft«).
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators: CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
For det første lå de typiske driftsomkostninger i år 2000 inkl. løbende reinvesteringer (uden afskrivninger) for et nyere kraftværk på ca. 0,05 NOK pr. kWh pr. pr. år (plus indfødningsomkostninger).
Firstly, in 2000, the typical operating costs including ongoing reinvestment (without depreciation) for a newer power plant was about NOK 0,05 per KWh per year (plus feeding costs). NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
nr. 303/13/KOL
No 303/13/COL
om en charterfondsordning for Nordnorge (Norge)
concerning a Charter Fund Scheme for Northern Norway (Norway)
EFTA-TILSYNSMYNDIGHEDEN (I DET FØLGENDE BENÆVNT »TILSYNSMYNDIGHEDEN«) HAR —
THE EFTA SURVEILLANCE AUTHORITY (THE ‘AUTHORITY’),
UNDER HENVISNING til aftalen om Det Europæiske Økonomiske Samarbejdsområde (i det følgende benævnt »EØS-aftalen«), særlig artikel 61 og protokol 26,
HAVING REGARD to the Agreement on the European Economic Area (the ‘EEA Agreement’), in particular to Articles 61 and Protocol 26,
UNDER HENVISNING til aftalen mellem EFTA-staterne om oprettelse af en tilsynsmyndighed og en domstol (i det følgende benævnt »tilsyns- og domstolsaftalen«), særlig artikel 24,
HAVING REGARD to the Agreement between the EFTA States on the Establishment of a Surveillance Authority and a Court of Justice (the ‘Surveillance and Court Agreement’), in particular to Article 24,
UNDER HENVISNING til protokol 3 til tilsyns- og domstolsaftalen (i det følgende benævnt »protokol 3«), navnlig artikel 1, stk. 2, i del I og artikel 6 og 7, stk. 4, i del II, og
HAVING REGARD to Protocol 3 to the Surveillance and Court Agreement (‘Protocol 3’), in particular Article 1(2) of Part I and Articles 6 and 7(4) of Part II,
Ved brev af 27. juni 2012 [2] underrettede Tilsynsmyndigheden de norske myndigheder om, at den havde besluttet at indlede den formelle undersøgelsesprocedure i henhold til artikel 1, stk. 2, i del I og artikel 6, stk. 1, i del II i protokol 3 med hensyn til den planlagte ydelse af støtte under charterfondsordningen for Nordnorge.
In a letter dated 2 May 2012, and following pre-notification discussions with the Authority, the Norwegian authorities notified a Charter Fund Scheme for Northern Norway, pursuant to Article 1(3) of Part I of Protocol 3 [1].
Tilsynsmyndighedens beslutning nr. 246/12/KOL om at indlede proceduren blev offentliggjort i Den Europæiske Unions Tidende og EØS-tillægget [3].
In a letter dated 27 June 2012 [2], the Authority informed the Norwegian authorities that it had decided to initiate the formal investigation procedure laid down in Article 1(2) of Part I and Article 6(1) of Part II of Protocol 3 in respect of the plan to grant aid under the Charter Fund Scheme for Northern Norway.
De norske myndigheder fremsatte deres bemærkninger til beslutning nr. 246/12/KOL ved brev af 27. august 2012 [4].
The Authority's Decision (No 246/12/COL) to initiate the procedure was published in the Official Journal of the European Union and the EEA Supplement thereto [3].