natgillin/translations-raw huggingface dataset:
I maj 2000 blev parterne endelig enige om at lade den samlede 128 GWh koncessionskraft være omfattet af aftalen, og at NEAS skulle betale 120 mio. NOK for ministeriepriskoncessionskraften og 6 mio. NOK for kostpriskoncessionskraften.
In May 2000, the parties finally agreed to have the full 128 GWh of concession power covered by the agreement and that NEAS would pay NOK 120 million for the ministry price concession power and NOK 6 million for the cost price concession power.
Den 25. maj 2000 traf kommunalbestyrelsen den formelle beslutning om, at kommunen skulle sælge sin årlige ret til 128 GWh koncessionskraft til NEAS i 50,5 år for 126 mio. NOK
On 25 May 2000, the Municipal Council formally decided that the municipality should sell its annual 128 GWh entitlement to concession power to NEAS for 50,5 years for NOK 126 million.
Den 16. oktober 2000 formaliserede Narvik og NEAS aftalen ved at underskrive kontrakten, hvorved Narvik solgte sin ret til koncessionskraft på ovennævnte betingelser.
On 16 October 2000, Narvik and NEAS formalised the agreement by signing the contract where Narvik sold the entitlement to concession power on the above described terms.
Den indeholdt ingen pristilpasningsmekanisme, og pengene skulle betales forlods i form af et engangsbeløb.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Den 29. november 2000 underskrev Narvik og NEAS et tillægsaftale, hvorved NEAS i forbindelse med købet af retten til koncessionskraft forpligtede sig til at betale Narvik 60 mio. kontant og de resterende 66 mio. NOK som et apportindskud til NEAS' egenkapital (som på daværende tidspunkt var 100 % ejet af kommunen).
On 29 November 2000, Narvik and NEAS signed a supplementary agreement where NEAS for the purchase of the entitlement to concession power committed to pay Narvik NOK 60 million in cash, and the remaining NOK 66 million as an equity contribution in kind injected into NEAS (at the time 100 % owned by the Municipality).
Salg af NEAS aktier
Sale of NEAS shares
I 2001 afstod Narvik 49,99 % af sine aktier i NEAS til Vesterålskraft AS og Hålogalandskraft AS.
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
De norske myndigheders bemærkninger
Comments from the Norwegian authorities
De norske myndigheder er af den opfattelse, at kontrakten med NEAS blev indgået på markedsvilkår.
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
De har først fremhævet, at aftalen blev indgået, fordi Narviks finanser var under pres, og kommunen havde behov for likvid kapital.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
De har dernæst anført, at en rekapitalisering af NEAS var nødvendig for at omdanne selskabet til et større regionalt selskab.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
Endelig havde kommunen på tidspunktet for indgåelsen af kontrakten solgt koncessionskraft med tab, fordi koncessionskraftprisen var højere end den pris, der kunne opnås på markedet.
Lastly, at the time of the conclusion of the contract, the municipality had been selling concession power at a loss because the concession power price was higher than the price obtained in the market.
Som eksempel har kommunen nævnt, at Narvik i perioden fra april 1999 til december 1999 havde tabt 2,3 mio. NOK på salget af koncessionskraft.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
De norske myndigheder har anført, at det relevante sammenligningsgrundlag for 50,5 års-aftalen er et permanent salg af et kraftværk, og at de priser, der blev opnået af NEAS, justeret for relevante forskelle, var på linje med prisniveauet for salget af kraftværker i samme periode.
The Norwegian authorities argue that the appropriate market benchmark for the 50,5 year agreement is a permanent sale of a power plant, and that adjusted for relevant differences, the prices obtained by NEAS was in line with the price levels for the sale of power plants in the same period.
Med hensyn til prisen ved salg af kraftværker i år 2000 har de norske myndigheder henvist til en såkaldt tidstro gennemgang af elmarkedet i år 2000 foretaget af Pareto (herefter »Pareto-gennemgangen«).
For price data about the sale of power plants in 2000, the Norwegian authorities refer to a so-called real time review of the electricity market for year 2000 carried out by Pareto (the ‘Pareto Review’).
Af denne gennemgang fremgår det, at markedspriserne for kraftværker, der blev solgt i år 2000, varierede mellem 1,64 og 1,77 NOK pr. kWh årlig produktionskapacitet.
In that review, it appears that the market prices for power plants sold in 2000 varied between NOK 1,64 and 1,77 per KWh of annual production capacity.
Narviks salg af retten til koncessionskraft svarer ca. til 1,00 NOK pr. kWh årlig produktionskapacitet.
Narvik’s sale of entitlement to concession power equals approximately NOK 1,00 per KWh of annual production capacity.
Ifølge de norske myndigheder kan forskellen mellem disse tal forklares ved følgende faktorer.
According to the Norwegian authorities, the difference between these figures can be explained by the following factors.
År 2000-scenariet ville således føre til en nettofortjeneste på 0,07 NOK pr. kWh for ejeren af et kraftværk sammenlignet med 0,02 NOK pr. kWh på koncessionskraft.
Thus, the 2000 scenario would lead to a net profit of NOK 0,07 per KWh for a plant owner, compared to NOK 0,02 per KWh on the concession power.
På tidspunktet for kontraktens indgåelse blev 2010-prisen anslået til 0,20 NOK.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
Baseret på dette skøn ville 2010-scenariet føre til en nettofortjeneste på 0,15 NOK pr. kWh for ejeren af et kraftværk sammenlignet med 0,10 NOK pr. kWh for koncessionskraft.
On the basis of that estimate, the 2010 scenario would lead to a net profit of NOK 0,15 per KWh for a plant owner, compared to NOK 0,10 per KWh on the concession power.
De norske myndigheder har for det andet anført, at priserne for salget af de fem kraftværker fra Pareto-gennemgangen skal nedsættes med ca. 10-15 %, når der anvendes en kapitaliseringsrate på 4 % for at kompensere for forskellen mellem kapitalisering i ubegrænset tid (kapitaliseringsfaktor 25) og 50 år (kapitaliseringsfaktor 21,48).
Secondly, the Norwegian authorities argue that the prices for the sale of the five power plants from the Pareto Review must be reduced by approximately 10-15 % when applying a capitalisation rate of 4 % to make up for the difference between the capitalisation over infinite time (capitalisation factor of 25) and 50 years (capitalization factor of 21,48).
De norske myndigheder har endvidere tilføjet, at de tidlige år har den største indvirkning på beregningen af nettonutidsværdien, og at ejeres tunge reninvesteringsomkostninger typisk opstår på et senere tidspunkt, og derfor har ringe reducerende virkning på beregningen af nettonutidsværdien.
The Norwegian authorities further add that the early years have the greatest impact on the NPV calculation and that heavy reinvestment costs of ownership typically comes at a later stage, and therefore has little reduction effect on the NPV calculation.
Henset hertil har de norske myndigheder anført, at der er en tæt sammenhæng mellem salg af kraftværker til ca. 1,64-1,77 NOK pr. kWh årlig produktionskapacitet på den ene side, og lejeindtægter (betaling for adgang til elforsyning i 50,5 år) på ca. 1,00 NOK pr. kWh koncessionskraft på den anden side.
Taking this into account, the Norwegian authorities argue that there is a close correlation between on the one hand, power plant sales at approximately NOK 1,64 – NOK 1,77 per KWh of annual production capacity, and on the other hand, rents (payment for electricity access for 50,5 years) of approximately NOK 1,00 per KWh of concession power.
De norske myndigheder har derfor argumenteret for, at en sammenligning, der korrigerer for disse faktorer, viser, at den NEAS-pris, der blev betalt for koncessionskraften, var sammenlignelig med prisen på kraftværker, der blev solgt i samme periode, og de har tilføjet, at konklusionen vedrørende prisniveauet støttes af DT's rapport og de to DS-rapporter, der gik forud for indgåelsen af koncessionskraftaftalen på 50,5 år.
The Norwegian authorities thus argue that a comparison which adjusts for these factors demonstrates that the price NEAS paid for the concession power was comparable to the price of power plants sold in the same period, and add that the conclusion on the price level is supported by the DT report and the two DS reports predating the conclusion of the 50,5 years concession power agreement.
Under henvisning til Tilsynsmyndighedens retningslinjer om statsstøtteelementer i forbindelse med offentlige myndigheders salg af jord og bygninger (herefter »SOL«) [16] har de norske myndigheder anført, at en betingelsesløs udbudsprocedure på konkurrencevilkår kun er én af de metoder, der er anerkendt af Tilsynsmyndigheden til at fastsætte markedspriserne ved salg af offentlige aktiver.
In reference to the Authority’s Guidelines for state aid elements in sales of land and buildings by public Authorities (‘the SOL’) [16], the Norwegian authorities argue that a competitive and unconditional tender procedure is only one method recognized by the Authority to determine market prices on the sale of public assets.
De norske myndigheder har fremhævet, at i SOL anerkender Tilsynsmyndigheden også, at en støttefri markedspris kan fastslås på grundlag af et skøn fra en uafhængig sagkyndig.
The Norwegian authorities emphasise that in the SOL, the Authority also recognises that an aid free market price can be established on the basis of an independent expert evaluation.
De norske myndigheder har bemærket, at DT-rapporten og to DS-rapporter blev afgivet, før kontrakten på 50,5 år blev indgået.
The Norwegian authorities note that the DT and the two DS reports were delivered before the 50,5 year contract was concluded.
I den anden DS-rapport fastsattes værdien på grundlag af »direkte markedsundersøgelser«, som ifølge de norske myndigheder resulterede i en markedstest svarende til en udbudsprocedure.
The second DS report determined the value on the basis of ‘direct market research’, which according to the Norwegian authorities resulted in a market testing similar to that of a tender procedure.
De norske myndigheder har ligeledes bemærket, at den endelige pris lå inden for det øverste niveau af de tre vurderinger.
The Norwegian authorities also note that the final price was within the upper level of the three valuations.
De norske myndigheder har endvidere anført, at det var hensigtsmæssigt ikke at indsætte en pristilpasningsklausul, da købsprisen blev betalt som et engangsbeløb og ikke løbende.
The Norwegian Authorities further argue that it was appropriate for no price adjustment clause to be included, since the purchase price was paid as a lump sum, and not on an ongoing basis.
De norske myndigheder har hævdet, at det henset til det forhold, at købesummen blev erlagt forlods — dels i form af kontanter, dels som apportindskud — svarende til et permanent salg af et kraftværk, ville have været »unaturligt og meget usædvanligt« at indsætte en pristilpasningsmekanisme.
The Norwegian authorities argue that the fact that the sale was settled up front – partly in cash and partly as a contribution in kind – similar to a permanent power plant sale, it is ‘unnatural and very unusual’ to include a price adjustment mechanism.
De norske myndigheder har endvidere anført, at i kraft af modellen med apportindskud ville en efterfølgende tilpasning formentlig også have været ulovlig, da en sådan ville være i strid med aktieselskabsloven [17].
The Norwegian authorities furthermore argue that by virtue of the contribution in kind model a subsequent adjustment would probably also have been illegal pursuant to the provisions of the Limited Liability Company Act [17].
En tredjepart, nemlig NEAS (nu Nordkraft), fremsatte bemærkninger til afgørelse 393/11/KOL.
One third party, NEAS (now Nordkraft), submitted comments to Decision 393/11/COL.
NEAS er i det væsentlige enig med de norske myndigheder.
NEAS essentially concurs with the views of the Norwegian authorities.
Det følger af denne bestemmelse, at det er en forudsætning for, at der foreligger statsstøtte, at foranstaltningen giver modtageren en økonomisk fordel.
It follows from this provision that, for state aid to be present, the measure must confer an economic advantage on the recipient.
I det følgende vurderer Tilsynsmyndigheden spørgsmålet om, hvorvidt der i det konkrete tilfælde er tale om en sådan økonomisk fordel.
In the following, the Authority assesses the question of the presence, in the case at hand, of such an economic advantage.
Den Europæiske Unions Domstol har fastslået, at det for at kunne vurdere, om en statslig foranstaltning udgør støtte, er nødvendigt at godtgøre, om den modtagende virksomhed opnår en økonomisk fordel, som den ikke ville have opnået under sædvanlige markedsbetingelser [18].
The Court of Justice of the European Union has stated that in order to confirm whether a state measure constitutes aid, it is necessary to establish whether the recipient undertaking receives an economic advantage, which it would not have obtained under normal market conditions [18].
For at vurdere om der foreligger en økonomisk fordel, anvender Tilsynsmyndigheden princippet om en (hypotetisk) markedsøkonomisk investor [19].
In order to assess the presence of an economic advantage, the Authority applies the principle of a (hypothetical) market economy investor [19].
Hvis den pågældende transaktion blev gennemført i overensstemmelse med det markedsøkonomiske investorprincip, dvs. hvis kommunen solgte retten til koncessionskraft til markedsværdien, og prisen og vilkårene for transaktionen havde været acceptable for en privat investor, der opererer i en markedsøkonomi, ville transaktionen ikke give NEAS en økonomisk fordel og derfor ikke indeholde elementer af statsstøtte.
If the transaction in question was carried out in accordance with the market economy investor principle, i.e., if the municipality sold the entitlement to concession power for its market value, and the price and terms of the transaction would have been acceptable for a prudent private investor operating in a market economy, the transaction would not confer an economic advantage on NEAS and thus not involve the grant of state aid.
Der kan derimod være tale om statsstøtte, hvis transaktionen skete til markedspris.
On the contrary, state aid could be involved if the transaction was not carried out at market price.
Ved denne vurdering kan Tilsynsmyndigheden ikke erstatte Narviks kommercielle vurdering med sin egen, hvilket indebærer, at kommunen som indehaver af retten til koncessionskraft råder over et vist skøn ved valget af den måde, hvorpå den fungerer under normale konkurrencemæssige forhold.
In making this assessment, the Authority cannot replace Narvik’s commercial judgement with its own, which implies that the municipality, as the owner of the concession power entitlement, enjoys a margin of discretion to choose the manner in which it operates under normal competitive conditions.
Vurderingen af prisen på og vilkårene i kontrakten mellem kommunen og NEAS bør baseres på de oplysninger, der var tilgængelige for Narvik på tidspunktet for kontraktens indgåelse.
An assessment of the price and terms of the contract between the municipality and NEAS should be based on the information available to Narvik at the time of the conclusion of the contract.
En grundig forudgående vurdering vil generelt være tilstrækkelig til at udelukke statsstøtte, selv hvis de antagelser, der er anvendt ved vurderingen, senere viser sig at være forkerte.
Generally, an informed ex ante assessment would be sufficient to exclude the presence of state aid, even if the assumptions used in the assessment prove to be wrong with hindsight.
I det følgende vil Tilsynsmyndigheden derfor vurdere, om Narvik handlede som en privat markedsøkonomisk investor, da kommunen indgik en aftale om at sælge sin ret til koncessionskraft.
In the following, the Authority therefore assesses whether Narvik acted as a private market investor when it entered into a contract to sell its entitlement to concession power.
Tilsynsmyndigheden er opmærksom på den kontekst, hvori transaktionen blev indgået.
The Authority is mindful of the context in which the transaction was entered into.
Tilsynsmyndigheden udleder af de oplysninger, som de norske myndigheder har fremlagt, at kommunen på det tidspunkt, hvor aftalen blev indgået, var i en situation, hvor den både havde behov for adgang til likviditet (for at kunne opfylde sine låneforpligtelser) og for adgang til kapital til at indskyde i NEAS.
From the information provided by the Norwegian authorities, the Authority understands that at the time the contract was entered into the municipality was in a situation where it needed both access to liquidity (in order to meet its loan obligations), as well as capital to inject into NEAS.
Det bemærkes endvidere, at aktieselskabsloven begrænsede muligheden for at indsætte en pristilpasningsmekanisme i kontrakten, når der foretages et apportindskud.
In addition, it is noted that the Limited Liability Company Act restricted the possibility of incorporating a price adjustment mechanism in the contract when making a contribution in kind.
I 1999, dvs. forud for indgåelsen af salgsaftalen i år 2000, havde Narvik desuden haft tab på sit salg af koncessionskraft.
In 1999, prior to the conclusion of the sales agreement in 2000, Narvik had furthermore incurred losses on its sale of concession power.
Kommunen havde derfor besluttet at sælge sin ret til koncessionskraft i en længere periode, idet den samtidig overholdt sin klare strategi om at maksimere sit afkast på koncessionskraften.
The municipality had therefore decided to sell off its entitlement to concession power for a longer term whilst at the same time complying with its expressed strategy of maximising its return on the concession power.
De norske myndigheder har gjort gældende, at det burde være muligt for Tilsynsmyndigheden at udelukke, at der er tale om en fordel, ved at anvende SOL-principperne i den foreliggende sag.
The Norwegian authorities have argued that the Authority should be able to exclude the presence of an advantage by applying the principles of the SOL to the case at hand.
Tilsynsmyndigheden bemærker, at selv om SOL ikke anvendelse på salg af rettigheder til at købe koncessionskraft, foreskriver SOL rent faktisk to metoder, hvorved offentlige myndigheder normalt kan opnå en markedspris for salg af jord og bygninger ejet af det offentlige og dermed sikre, at salget ikke indebærer statsstøtte.
The Authority notes that, although the SOL does not apply to the sale of entitlements to buy concession power, the SOL does indeed prescribe two methods with which public authorities normally can obtain a market price for the sale of publicly owned land and buildings and consequently ensure that the sale does not involve state aid.
Den første metode til at udelukke et støtteelement er salg ved betingelsesløst udbud.
The first method to exclude an aid element is the sale through an unconditional bidding procedure.
Den anden metode har karakter af et salg til en pris, der er fastsat af en uafhængig sagkyndig, hvis vurdering er foretaget i overensstemmelse med generelt accepterede vurderingsstandarder.
The second, the sale at a price established by an independent expert evaluation made in accordance with generally accepted valuation standards.
Tilsynsmyndigheden bemærker, at salget af et aktiv ved betingelsesløst udbud normalt udelukker forekomsten af en fordel.
The Authority notes that the sale of an asset through an unconditional bidding procedure normally will exclude the presence of an advantage.
I det mindste inden for rammerne af en reel åben procedure, hvor der er mere end én interesseret part [20].
At the least in genuinely open procedures where there is more than one bidder [20].
Narvik’s ret til koncessionskraft blev imidlertid ikke solgt ved en betingelsesløs udbudsprocedure.
Narvik’s entitlement to concession power was however, not sold through an unconditional bidding process.
På den anden side bestilte Narvik og NEAS hver to vurderinger fra eksterne sagkyndige, jf. betragtning (26) til (29) ovenfor.
On the other hand, Narvik and NEAS each commissioned two assessments from external advisors, as described in paragraphs (26) to (29) above.
I hverken DS1-, DS2- eller AA-rapporten redegøres der imidlertid udførligt for, hvilken metode der er anvendt til værdiansættelsen.
However, neither the DS1, the DS2 nor the AA reports thoroughly clarify what method is used to determine the value assessments.
I mangel af yderligere oplysninger er Tilsynsmyndigheden ikke i stand til at vurdere, om vurderingen af markedsværdien blev foretaget i overensstemmelse med generelt accepterede markedsindikatorer og vurderingsstandarder.
In the absence of further clarifications, the Authority is not in the position to assess whether the market value assessments have been made in accordance with generally accepted market indicators and valuation standards.
Tilsynsmyndigheden er derfor af den opfattelse, at DS1-, DS2- og AA-rapporterne er af begrænset betydning for vurderingen af værdien af retten til koncessionskraft.
Therefore the view of the Authority is that the DS1, the DS2 and the AA reports are of limited value in assessing the value of the entitlement of the concession power.
På den anden side indeholder DT-rapporten en detaljeret redegørelse for de foretagne vurderinger.
On the other hand, the DT report does provide a detailed explanation of its assessments.
Resultaterne kan derfor efterprøves og verificeres.
Consequently its results can be tested and verified.
Tilsynsmyndigheden finder af denne årsag, at DT-rapporten er den mest troværdige rapport.
The Authority therefore finds that the DT report is the most credible report.
Tilsynsmyndigheden finder, at den omstændighed, at man i alle fire rapporter når frem til lignende resultater [21], ikke desto mindre styrker DT-rapportens resultater og velsagtens også de tre andre rapporters resultater.
In the view of the Authority, the fact that all of the four reports give similar results [21] however strengthens the results of the DT report and arguably also those of the three other reports.
Tilsynsmyndigheden bemærker, at selv om en pris, der er fastsat af et uafhængigt vurderingsfirma normalt kan anses for at udelukke, at der foreligger en fordel ved salget af almindelig jord eller bygninger, der nemt kan værdiansættes, fordi de har været genstand for talrige transaktioner, er dette ikke nødvendigvis tilfældet for jord og bygninger, der besidder særlige kvaliteter, eller i situationer, hvor omstændighederne ved salget kan rejse tvivl om, hvorvidt den sagkyndige vurdering afspejler ejendommens faktiske markedsværdi [22].
The Authority notes that although a price determined by an independent value assessor normally can be held to exclude the presence of an advantage in the sale of easily appraisable generic land or buildings that have been subject to numerous transactions, this is not necessarily the case for land and buildings with more unique qualities or where the circumstances surrounding the sale are liable to cast doubt on whether the expert evaluation reflect the actual market value of the property [22].
Som der redegøres for i det følgende, er energiforsyningskontrakter, der indgås til en fast pris, og for en periode, der overstiger seks år, usædvanlige og ikke almindeligt forekommende.
As explained in the following, fixed price power supply contracts of a duration exceeding 6 years are unusual and not commonly observed.