natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Klageren hævder endvidere, at beslutningen om at indgå kontrakten blev vedtaget af Narvik Kommunalbestyrelse på grundlag af forkerte og/eller ufuldstændige oplysninger.
The complainant further alleges that the decision to enter into the contract was adopted by Narvik Municipal Council on the basis of incorrect and/or incomplete information.
Rapporter udarbejdet af sagkyndige på området, der indeholdt kritik af kontraktens løbetid og de vanskeligheder, der i sagens natur er forbundet med at fastsætte en markedspris for elektricitet, kom angiveligt ikke til kommunalbestyrelsens kundskab, inden den traf beslutningen om at indgå kontrakten.
Allegedly expert reports critical of the duration of the contract and the inherent difficulty in establishing a market price for electricity were not disclosed to the Municipal Council prior to taking the decision to enter into the contract.
Den norske ordning for koncessionskraft
The Norwegian concession power regime
I Norge kræves der generelt en koncession til brug for drift af store vandkraftværker.
In Norway, a concession is generally required for the operation of larger hydro power plants.
De kraftværker, der råder over koncessioner til udnyttelse af energi fra vandfald, er forpligtet til at sælge en vis mængde af deres årlige produktion til den kommune, hvor de er beliggende.
The plants holding concessions for waterfall exploitation is obliged to sell a certain volume of their annual production to the municipality within which they are located.
Den mængde elektricitet, som kommunerne har ret til at købe, kaldes koncessionskraft.
The volume of electricity that the municipality is entitled to purchase is referred to as concession power.
Denne ordning er fastlagt i § 2, stk. 12, i industrikoncessionsloven [10] og § 12, stk. 15, i vandfaldsreguleringsloven [11].
This system is laid down in Section 2(12) of the Industrial Licensing Act [10] and Section 12(15) of the Waterfalls Regulation Act [11].
Ræsonnementet bag lovgivningen er, at kommunerne bør sikres en tilstrækkelig forsyning med elektricitet til en rimelig pris, og mængden af koncessionskraft er derfor fastsat på grundlag af hver enkelt kommunes behov for almindelig elektricitetsforsyning [12] og kan udgøre op til 10 % af kraftværkets årlige produktion.
The legislative rationale is that the municipalities should be ensured a sufficient supply of electricity at a fair price, thus the volume of the concession power is determined on the basis of the general electric power supply needs of each individual municipality [12] and can be up to ten per cent of a plant’s annual production.
Der er imidlertid ingen begrænsninger for kommunernes udnyttelse af koncessionskraft.
There are, however, no restrictions imposed on the municipalities’ exploitation of concession power.
Kommunerne kan således bruge den, sælge den, eller anvende den som de måtte ønske.
Thus, the municipalities may use, sell or otherwise deploy it as they see fit.
Retten indebærer ikke, at kommunerne har pligt til at købe koncessionskraft.
The entitlement does not entail that the municipalities are under an obligation to buy concession power.
For koncessioner fra før 1983 gælder der generelt det forbehold, at når en kommune har besluttet ikke at udøve sin ret til koncessionskraft, mister den sin ret til koncessionskraft for fremtiden.
For concessions pre-dating 1983, the caveat generally applies that once a municipality has decided not to exercise its right to concession power, it loses its right to concession power for the future.
I lovgivningen er der fastsat to prisordninger for koncessionskraft.
The legislation sets out two pricing regimes for concession power;
Den første gælder for koncessioner, der er tildelt inden den 10. april 1959, og den anden gælder for koncessioner, som er tildelt den 10. april 1959 eller senere.
the first for concessions granted prior to 10 April 1959, the other for concessions granted on 10 April 1959 or later.
For koncessioner, som er blevet tildelt inden den 10. april 1959, beregnes prisen for koncessionskraft efter de enkelte kraftværkers kostpris forhøjet med 20 %.
For concessions granted before 10 April 1959, the concession power price is calculated as a function of the individual power plant’s cost-price, plus a premium of 20 %.
For koncessioner, der er tildelt efter 10. april 1959, er koncessionsprisen fastsat af ministeriet for energi og olie på grundlag af de gennemsnitlige omkostninger for et repræsentativt antal vandkraftværker i hele landet.
For concessions granted after 10 April 1959, the concession price is set by the Ministry of Energy and Petroleum on the basis of the average cost for a representative sample of hydroelectric plants throughout the country.
Industrikoncessionsloven foreskriver, at kommunernes ret til koncessionskraft kan gøres til genstand for en fornyet vurdering foretaget af det norske direktorat for vandressourcer og energi (»NVE«) 20 år efter koncessionen blev tildelt [13].
The Industrial Licensing Act provides that the municipalities entitlement to concession power may be brought up for review by Norwegian Water Resources and Energy Directorate (‘NVE’) 20 years after the concession was granted [13].
De norske myndigheder har forklaret, at den fornyede vurdering kan medføre, at NVE finjusterer mængden af koncessionskraft, men den kan ikke resultere i væsentlige ændringer af kommunens ret til koncessionskraft.
The Norwegian authorities have explained that while the review process can lead to a fine-tuning, by NVE, of the volume of concession power, it cannot lead to substantial changes of the municipality’s entitlement to concession power.
Hovedparten af Narviks koncessionskraftrettigheder skal genvurderes i 2019.
The majority of Narvik’s concession power entitlements are due for review in 2019.
Kommunerne bærer omkostningerne ved at indføde koncessionskraften i nettet.
The municipalities carry the cost of feeding the concession power into the grid.
Narviks koncessionskraft
Narvik’s concession power
Narvik har hvert år ret til i alt ca. 128 GWh koncessionskraft, hvoraf ca. 116,3 GWh er prissat efter ministerieprismetoden, og de resterende ca. 11,7 GWh er prissat efter kostprismetoden.
Per year, Narvik is entitled to a total of approximately 128 GWh of concession power, of which approximately 116,3 GWh is priced according to the ministry price method and the remaining approximately 11,7 GWh is priced according to the cost price method.
De norske myndigheder har forklaret, at ministerieprisen i år 2000 var på ca. 0,10 NOK, og at den relevante kostpris for Håkvik og Nygård i år 2000 lå mellem 0,14 og 0,178 NOK.
The Norwegian authorities have explained that the ministry price in 2000 was approximately NOK 0,10 and the relevant cost price for Håkvik and Nygård in 2000 was in the range of NOK 0,14 to NOK 0,178.
Ejer af kraftværket på tidspunktet for transaktionen
Plant owner at time of the transaction
Ca. GWh/år
Approx. GWh/year
Prisfastsættelsesmetode
Price method
Håkvik og Nygård
Håkvik and Nygård
Kostpris
Cost price
Ministeriepris
Ministry price
Skjomen, Båtsvann og Norddalen
Skjomen, Båtsvann and Norddalen
Narvik Energi AS (»NEAS«)
Narvik Energi AS (‘NEAS’)
NEAS er beliggende i Narvik Kommune i Nordlands Fylke.
NEAS is located in Narvik municipality in the county of Nordland.
Det producerer og sælger elektricitet.
It produces and sells electricity.
Indtil 2001 var NEAS 100 % ejet af Narvik kommune.
Until 2001, NEAS was 100 per cent owned by Narvik municipality.
I 2001 solgte Narvik 49,99 % af sine aktier til to elselskaber, nemlig Vesterålskraft AS og Hålogalandskraft AS.
In 2001, Narvik sold off 49,99 % of its shares to two power companies, Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
Efter en fusion i 2006 og en navneændring i 2009 er NEAS nu en del af selskabet Nordkraft AS (herefter »Nordkraft«).
After a merger in 2006 and a name change in 2009, NEAS is now part of the company Nordkraft AS (‘Nordkraft’).
Begivenheder, der førte frem til salget af koncessionskraft
Events leading up to the sale of concession power
Indtil udgangen af 1998 solgte Narvik sine årlige rettigheder på ca. 128 GWh koncessionskraft til NEAS i henhold til kortere eller længerevarende kontrakter.
Until the end of 1998, Narvik sold its annual entitlement of approximately GWh 128 of concession power to NEAS under short- or longer-term contracts.
I begyndelsen af 1999 solgte Narvik imidlertid - efter at det ikke var lykkedes at nå frem til en aftale med NEAS - sin koncessionskraft på en elbørs til spotpriser.
However, at the beginning of 1999, after failing to reach an agreement with NEAS, Narvik sold its concession power on a power exchange at spot prices.
Prisen var på 109,50 NOK pr. MWh.
The price was NOK 109,50 per MWh.
Da den betalte 111,10 NOK pr. MWh plus indfødningsomkostninger på 20 NOK pr. MWh for koncessionskraften, led Narvik et tab på ca. 2,3 mio. NOK som følge af denne kontrakt.
Since it paid NOK 111,10 per MWh plus feeding costs of NOK 20 per MWh for the concession power, Narvik incurred a loss of approximately NOK 2,3 million under this contract.
Narvik havde oprindeligt forventet et overskud på 3,5 mio. NOK.
Narvik had initially expected a surplus of NOK 3,5 million.
Den 19. oktober 1999 henstillede kommunalbestyrelsens forretningsudvalg (herefter »forretningsudvalget«) til kommunalbestyrelsen, at det overordnede mål for forvaltningen af kommunens koncessionskraft skulle være at maksimere afkastet på lang sigt med henblik på at opnå en stabil planlægningshorisont.
On 19 October 1999, the Municipal Council Executive Committee (‘Executive Committee’) recommended to the Municipal Council that the overall goal for handling the municipality’s concession power should be to maximize return on a long-term basis in order to obtain a stable planning horizon.
Den foreslåede strategi til at nå dette mål omfattede fire punkter:
The proposed strategy for achieving this goal had four elements:
Koncessionskraft sælges til den højestbydende på langsigtede kontrakter med fast afkast, der dog indeholder tilpasningsklausuler, der giver mulighed for yderligere afkast, hvis priserne er betydeligt højere end de forudsatte priser i kontraktperioden.
Concession power is sold to the highest bidder on long-term contracts with a fixed return, however with adjustment clauses that give additional returns if the prices are substantially higher than the projected prices in the contract period;
Koncessionskraft sælges i henhold til kontrakter af forskellig længde for at sprede risikoen.
Concession power is sold under different contracts of different lengths to diversify risk;
Overskuddet fra salg af koncessionskraft deponeres i en fond, og midlerne fordeles i overensstemmelse med de beslutninger, som kommunalbestyrelsen træffer.
Profits from the sale of the concession power is deposited into a fund to be dispersed according to decisions by the Municipal Council.
Kommunalbestyrelsen efterkom forretningsudvalgets henstilling med en enkelt justering, der blev foreslået af borgmesteren og bekræftet ved en ændring af strategien:
The Municipal Council confirmed the recommendation of the Executive Committee with one adjustment, suggested by the Mayor and confirmed by way of an amendment to the strategy:
I stedet for at borgmesteren udtrykkeligt »fik fuldmagt til at indgå aftaler i overensstemmelse med den strategi, som kommunalbestyrelsen har fastlagt«, blev det i den endelige beslutning fastsat, at »som et første skridt i iværksættelsen af denne strategi opfordres NEAS til at redegøre for sin interesse i sagen som beskrevet i selskabets brev til kommunen af 9. november.«
instead of the Mayor being explicitly ‘granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council’, the final decision stated that ‘as a first step in executing this strategy, NEAS is invited to discuss their interest in the matter as outlined in their letter to the municipality dated 9 November.’
I et brev af 9. november 1999 havde NEAS sat spørgsmålstegn ved den foreslåede strategi gående ud på at sælge koncessionskraften i henhold til kontrakter af forskellig længde for at sprede risikoen.
A letter from NEAS dated 9 November 1999 questioned the proposed strategy of selling the concession power under different contracts of different lengths to diversify risk.
I stedet foreslog NESA én langfristet kontrakt på (»for eksempel 50 år«), og selskabet var indstillet på at inkludere en pristilpasningsklausul i kontrakten med Narvik.
Instead, NEAS suggested one long-term contract (‘for example 50 years’) and was open to including a price adjustment clause in the contract with Narvik.
I et brev af 15. april 1999 gav NEAS desuden udtryk for sin interesse i at indgå en langsigtet kontrakt om koncessionskraft, helst i form af et køb med en forlods betaling af et engangsbeløb, eller alternativt som en langfristet leasingaftale — der oprindeligt blev foreslået til 60 år — med årlige betalinger til Narvik.
Also in a letter dated 15 April 1999, NEAS stated its interest in entering into a long-term contract regarding the concession power, primarily through a purchase with an upfront lump sum payment, or alternatively as a long-term lease - suggested initially at 60 years - with annual payments to Narvik.
Ud over spørgsmålet om koncessionskraft blev der ligeledes ført drøftelser om NEAS' fremtidige rolle på markedet og Narviks rolle som ejer af NEAS.
Aside from the issue of the concession power, there were also discussions about NEAS’ future role in the market, and Narvik’s role as the owner of NEAS.
Ifølge de norske myndigheder var NEAS på daværende tidspunkt vidne til en omfattende regional konsolidering mellem kraftværker og nationale/internationale operatørers indtog på lokale markeder.
According to the Norwegian authorities, NEAS was at the time observing extensive regional consolidation amongst power companies and the entry of national/international operators into local markets.
NEAS havde behov for at styrke sit kapitalgrundlag for at kunne erhverve andele i andre elselskaber, navnlig Nordkraft AS.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
NEAS havde også underskrevet hensigtserklæringer med Hålogaland Kraft AS og Vesterålskraft AS med henblik på at stifte et regionalt produktionsselskab og en regional energitransportvirksomhed.
NEAS had also signed letters of intent with Hålogaland Kraft AS and Vesterålskraft AS to form a regional production company and a regional energy transportation company.
På kommunalbestyrelsens møde den 16. december 1999 blev det besluttet, at kommunens ejerskab af NEAS, selskabets kapitalbehov og forvaltningen af koncessionskraft skulle vurderes i fællesskab af et team bestående af borgmesteren, viceborgmesteren, lederen af oppositionen, såvel som kommunaldirektøren, vicekommunaldirektøren og den kommunale indkøbschef (herefter »forhandlingsteamet«).
In a municipal council meeting on 16 December 1999, it was decided that the municipality’s ownership stake in NEAS, the company’s capital needs and the handling of concession power, should be assessed jointly by a negotiation team consisting of the Mayor, the Deputy Mayor, the leader of the opposition, as well as the Director, the Deputy Director and the Head of Procurement of the municipal administration (‘the negotiation team’).
Eksterne vurderinger
External assessments
NEAS bestilte to rapporter fra Arthur Andersen (herefter »AA«) og Deloitte & Touche (»DT«) for at bestemme værdien af ministeriepriskoncessionskraften.
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
I AA-rapporten anvendes en metode med nettonutidsværdi, men den indeholder ingen detaljeret beskrivelse af de underliggende antagelser.
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
I DT-rapporten anvendes også en metode med nettonutidsværdi, men den går videre end AA-rapporten, idet den indeholder en beskrivelse af de relevante antagelser og beregninger.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
I DT-rapporten redegøres der eksempelvis detaljeret for, hvordan det ønskede afkast er fastsat på grundlag af Capital Asset Pricing-modellen (herefter »CAPM«), og hvordan de vejede gennemsnitlige kapitalomkostninger beregnes.
For example, the DT report explains in detail how the required return is determined based on the capital asset pricing model (‘CAPM’) and how the weighted average cost of capital (‘WACC’) is determined.
Analysen indeholder også en detaljeret beskrivelse af beregningen af koncessionsprisen og omfatter en følsomhedsanalyse baseret på gradvise stigninger i både prisen på elektricitet og de vejede gennemsnitlige kapitalomkostninger.
The analysis also contains a detailed description of the calculation of the concession price and include sensitivity analysis based on incremental changes in both the price of electricity and WACC.
Narvik bestilte to rapporter fra Danske Securities (herefter »DS1« og »DS2«).
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
I den første rapport, DS1, havde Danske Securities fået i opdrag at vurdere, om kommunen skulle sælge sin ret til koncessionskraft på markedet eller overføre den til NEAS.
For the first report, DS1, Danske Securities was commissioned to assess whether or not the municipality should sell its entitlement to concession power in the market or transfer it to NEAS.
I DS1 gav Danske Securities på eget initiativ et skøn over værdien af retten til koncessionskraft i en periode på 50 år.
In DS1, Danske Securities, on its own initiative, provided an estimate of the value of the entitlement to concession power for a period of 50 years.
Ud over antagelser om den fremtidige udvikling i elpriserne gav Danske Securities kun begrænset information om, hvordan værdien af retten til koncessionskraft var beregnet.
Apart from stating its assumptions made for future developments of electricity prices, Danske Securities provided limited guidance on how the value of the entitlement to concession power was calculated.
På grundlag af disse forventninger beregnede Danske Securities en anslået markedsværdi af retten til koncessionskraft.
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
CBF's forventninger resulterede i et skønnet basisscenarium på 127 mio. NOK.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
NEB’s forventninger resulterede i et skønnet basisscenario på 75 mio. NOK.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Da NEB ikke havde inflationskorrigeret sine forventninger til pris- og omkostningsudviklingen, understregede Danske Securities, at den ikke fandt NEB's forventninger troværdige.
As NEB had not adjusted its price and cost expectations for inflation, Danske Securities stressed that it did not find NEB’s expectations to be credible.
Statkrafts forventninger lå inden for intervallet 115-140 mio. NOK.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
På grundlag af disse tre værdiansættelser konkluderede Danske Securities, at den skønnede nettonutidsværdi af retten til koncessionskraft lå på 100-140 mio. NOK.
On the basis of these three value assessments, Danske Securities concluded that the estimated NPV of the entitlement to concession power would be in the range of NOK 100-140 million.
De fire rapporter opsummeres i nedenstående tabel.
The four reports are summarised in the following table.
I det følgende refereres der, når disse rapporter ses under ét, til »de fire rapporter«.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
Rapportør
Author of report
Rapportens datering
Date of report
Rapport bestilt af
Report commissioned by
Mængden af koncessionskraft vurderet (i GWh) [14]
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Varighed (i år)
Period (in years)
Anslået nettonutidsværdi (i mio. NOK)
Estimated NPV (in NOK million)
Interne vurderinger
Internal assessments
Foruden den eksterne rådgivning udfærdigede indkøbschefen i Narvik kommune sine egne vurderinger.
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
I den første vurdering, der blev forelagt forretningsudvalget i oktober 1999, konkluderede han, at den samlede risiko for kommunen var høj ved langtidskontrakter defineret som kontrakter med en løbetid på mellem 10 og 40 år.
In the first assessment presented to the Executive Committee in October 1999, he concluded that the overall risk for the municipality was high for long-term contracts defined as contracts between 10 and 40 years.
Den anden vurdering, der blev forelagt forhandlingsteamet den 16. marts 2000, indeholdt en gennemgang af forskellige muligheder for forvaltning af koncessionskraften.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
På dette tidspunkt havde forhandlingsteamet imidlertid indskrænket hans mandat til udelukkende at vurdere risikoen, tiden frem til afregning, de skattemæssige konsekvenser og profitmaksimering for tre scenarier (der alle involverede Narviks overførsel af rettigheder til NEAS for en periode på 50 år og nedsættelse af Narviks ejerandel i NEAS).
By this time, however, the negotiation team had narrowed the scope of his mandate to only assess risk, time to settlement, tax implications and profit maximization for three scenarios (all involving Narvik transferring the concession power right to NEAS for a 50-year period and reducing its ownership stake in NEAS).
Til trods herfor fokuserede indkøbschefen i sin anden vurdering stadig på betydningen af kontraktens længde.
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Hans vurdering af marginalværdien af retten til koncessionskraft over tid var, at »... en særlig langvarig kontrakt på f.eks. 50 år medfører en meget beskeden merværdi for os som sælgere i forhold til en kontrakt af kortere varighed (f.eks. på 20 år til en værdi af 83 mio. NOK)«.
His assessment of the marginal value of the entitlement to concession power over time was that ‘…to enter into a very long contract such as 50 years gives very little additional value for us as sellers compared to a shorter contract (for example 20 years with NOK 83 million)’.
Efter interne drøftelser om fordele og ulemper ved en langfristet kontrakt afgav forhandlingsteamet sin indstilling til kommunalbestyrelsen, hvori den anbefalede en kontrakt med en varighed på 50,5 år, idet det var hensigtsmæssigt for at mindske kommunens risiko og for at etablere en langsigtet planlægningshorisont.
After internal discussions regarding the advantages and disadvantages of a long-term contract, the negotiation team made its recommendation to the Municipal Council where it recommended a contract with a duration of 50,5 years as appropriate to reduce the municipality’s risk and to provide a long-term planning horizon.
Salg af koncessionskraft
The sale of concession power
NEAS havde kun haft til hensigt at købe 116,3 GWh ministeriepriskoncessionskraft.
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
Under forhandlingerne med selskabet insisterede Narvik imidlertid på, at kommunens rettigheder til koncessionskraft blev købt i fuld udstrækning, og at de 11,7 GWh kostpriskoncessionskraft derfor skulle kobles sammen med ministeriepriskoncessionskraften.
In the negotiations with the company, Narvik however insisted that its entitlement to concession power be bought in full, and that the 11,7 GWh cost price concession power therefore be bundled with the ministry price concession power.