natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Som følge af manglen på et marked med sammenlignelige priser, og på grund af de svingende elpriser er en sagkyndig vurdering mindre egnet som instrument til at fastsætte markedsprisen for en energiforsyningskontrakt med faste priser og med en løbetid på 50,5 år [23].
Due to the lack of a market where comparable prices can be observed and due to the volatility of electricity prices, an expert evaluation is less suitable as an instrument to determine the market price of a fixed price 50,5 year power contract [23].
Under alle omstændigheder skal Tilsynsmyndigheden bemærke, at det er den markedsøkonomiske investortest og ikke SOL-testen, der vedrører salg af offentlig jord og bygninger, der skal anvendes til at vurdere, om en energiforsyningskontrakt, der er indgået af en offentlig myndighed, indebærer en fordel, der »begunstiger« en virksomhed.
In any event, the Authority recalls that it is the market economy investor test, and not the SOL, which concerns sale of public land and buildings, that is the applicable test to assess whether a power contract concluded by a public authority involves an advantage ‘favouring’ an undertaking.
Retten har ganske vist bekræftet, at det generelle markedsinvestorprincip finder anvendelse på langsigtede energiforsyningskontrakter i Budapesti Erőmű Zrt mod Kommissionen -sagen, hvor Retten tilsluttede sig Europa-Kommissionens fremgangsmåde i en sag om langsigtede energiforsyningskonstrakter, som de ungarske myndigheder havde indgået [24].
Indeed, that the general market economy investor principle applies to long term power contracts, has been confirmed by the General Court in Budapesti Erőmű Zrt v Commission where the General Court endorsed the approach taken by the European Commission (‘the Commission’) in a case concerning long term power contracts concluded by the Hungarian authorities [24].
I denne sag havde Kommissionen identificeret de vigtigste fremgangsmåder for kommercielle operatører på de europæiske elmarkeder, der var relevante for undersøgelsen, og vurderet, om aftalerne i det foreliggende tilfælde var på linje med disse fremgangsmåder, eller om kontrakterne var indgået på vilkår, som ikke ville have været acceptable for en operatør, der udelukkende handlede på forretningsmæssigt grundlag [25].
In that case the Commission identified the main practices of commercial operators on European electricity markets that were relevant for the purposes of its analysis and assessed whether the agreements in the case at hand were in line with those practices, or whether the contracts were concluded on terms that would not have been acceptable to an operator acting purely on commercial grounds [25].
Kommissionen fandt, at der på det europæiske marked sjældent indgås langsigtede energiforsyningskontrakter af en varighed på over seks år [26].
The Commission found that long term power contracts with a duration of more than 6 years are rarely concluded on the European market [26].
Tilsynsmyndighedens oplysninger bekræfter denne konklusion.
The information available to the Authority confirms this finding.
Der er derfor kun få langsigtede energiforsyningskontrakter – hvis nogen overhovedet – der kan bruges som sammenligningsgrundlag for prisen på elektricitet, der solgt for 50,5 år ud i fremtiden.
There are therefore few if any long term power contracts with which to benchmark the price of power sold for 50,5 years into the future.
Potentielle købere og sælgere af kraftværker er imidlertid nødsaget til at anlægge langsigtede skøn over fremtidige elpriser.
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
Det er på dette grundlag, at de norske myndigheder har gjort gældende, at salget af Narviks ret til koncessionskraft bør sammenlignes med salg af et vandkraftværk.
It is on this basis the Norwegian authorities have argued that the sale of Narvik’s entitlement to concession power should be likened to the sale of a hydro power plant.
Til støtte for dette argument har de norske myndigheder tilstillet Tilsynsmyndigheden Pareto-gennemgangen, som indeholder en oversigt over fem vandkraftværker, der blev solgt i Norge i år 2000.
To support this argument, the Norwegian authorities have provided the Authority with the Pareto Review which gives an overview over five hydro power plants sold in Norway in the year 2000.
De norske myndigheder gør gældende, at både ved salg af et vandkraftværk og ved Narviks salg af sin ret til koncessionskraft svarer salgspriserne til NPV af de forventede pengestrømme fra produktionsmængden.
The Norwegian authorities argue that both in the case of a hydro power plant sale as well as Narvik’s sale of its entitlement to concession power, the sales prices represent the NPV of the expected cash flows of the production volume.
Som Narvik og NEAS i den foreliggende sag vil enhver sælger eller køber af et vandkraftværk være nødsaget til at vurdere kraftværkets værdi på grundlag af forventede produktionsindtægter minus forventede omkostninger foruddiskonteret efter en relevant diskonteringssats, så længe den nye ejer kan udnytte den relevante vandkraft.
Thus, like Narvik and NEAS in the case at hand, any buyer or seller of a hydro power plant will have to assess the plant’s value based on expected production incomes minus expected costs discounted at a relevant discount rate for as long as the new owner can exploit the relevant hydropower.
De norske myndigheder anfører, at prisen på de fem vandkraftværker i Pareto-rapporten – korrigeret for visse relevante faktorer – kan sammenlignes med den pris, der blev opnået ved salget af Narviks ret til koncessionskraft.
The Norwegian authorities argue that, corrected for certain relevant factors, the prices of the five hydro power plants mentioned in the Pareto report are comparable to the price obtained in the sale of Narvik’s entitlement to concession power.
I denne forbindelse har Tilsynsmyndigheden noteret sig de korrektionsfaktorer, som de norske myndigheder har nævnt, jf. kapitel I.11 ovenfor.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
For de fem vandkraftværker lå salgsprisen pr. kWh produktionskapacitet mellem 1,66 NOK og 1,74 NOK.
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
Et permanent salg af et aktiv vil øge aktivets nettonutidsværdi sammenlignet med et salg af retten til at købe koncessionskraft i 50,5 år, idet aktivet forventes at få et positivt cash flow efter 50,5 år.
A permanent sale of an asset will increase the NPV of the asset compared to a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years, as the asset is assumed to have positive cash flow beyond year 50,5.
De norske myndigheder er gået ud fra en kapitaliseringsprocent på 4, hvilket indebærer en nedjustering af salgsprisen med ca. 10-15 % med henblik på at sammenligne et permanent salg med det tidsbegrænsede salg af koncessionskraft [27].
The Norwegian authorities have assumed a 4 % capitalisation rate which result in a downward adjustment of the sales price by approximately 10-15 % in order to compare a permanent sale with the time limited concession power sale [27].
Den anden forskel mellem et permanent salg og et salg af retten til at købe koncessionskraft i 50,5 år vedrører det omkostningsgrundlag, der skal bruges i nettonutidsværdimodellen — samlede produktionsomkostninger overfor koncessionsprisen.
The second difference between a permanent sale and a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years concerns the cost base to use in the NPV model – total production costs vs. the concession price.
De norske myndigheder har anført, at de typiske driftsomkostninger, herunder reinvestering til brug for et nyere kraftværk, var på ca. 0,05 NOK pr. kWh, mens ministerieprisen på daværende tidspunkt var ca. 0,10 NOK pr. kWh.
The Norwegian Authorities have argued that the typical operating cost including reinvestment for a newer power plant was approximately NOK 0,05 per KWh while the ministry price at the time was approximately NOK 0,10 per KWh.
Med henblik på at vurdere, om priserne for kraftværkerne udgør egnede indikatorer for markedsprisen for koncessionskraft, er det nødvendigt at gennemgå hvert element af argumentet mere detaljeret.
In order to assess whether the prices for the power plants constitute appropriate proxies for the market price of the concession power at issue, it is necessary to look at each element of the argument in more detail.
Tilsynsmyndighedens vurdering er baseret på oplysninger fra de norske myndigheder og anden offentlig tilgængelig information.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
I den følgende analyse benyttes nominelle tal ved alle beregninger [28].
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
For de fem vandkraftværker, der er nævnt i Pareto-gennemgangen, lå salgsprisen pr. kWh produktionskapacitet mellem 1,66 og 1,74 NOK.
For the five hydro power plants mentioned in the Pareto Review, the sales prices per KWh of production capacity was in the range from NOK 1,66 to 1,74.
I en rapport fra den økonomiske konsulentvirksomhed ECON Pöyry, der indeholder en gennemgang af salget af kraftværker mellem 1996 og 2005, synes den gennemsnitlige transaktionsværdi i år 2000 at være noget højere, idet den anslås til ca. 1,85 NOK.
In a report issued by the economic consultancy firm Econ Pöyry analysing power plant sales between 1996 and 2005, the average transaction value in the year 2000 appears to be somewhat higher, estimated at approximately NOK 1,85.
Da der i ECON-rapporten opereres med en højere gennemsnitlig transaktionsværdi end i Pareto-gennemgangen, vil Tilsynsmyndigheden anvende et interval på 1,70 NOK til 1,80 NOK i den efterfølgende analyse.
Since the ECON report refers to a higher average transaction value than the Pareto review, the Authority will use a range of NOK 1,70 to 1,80 in the further analysis.
Den anden faktor, der skal tages hensyn til, er, hvordan man skal tilpasse prisniveauerne for et permanent salg til et tidsbegrænset salg over 50,5 år.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
De norske myndigheder har anført, at den rette tilpasningsfaktor er på 10-15 % baseret på en kapitaliseringsprocent på 4.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
Tilsynsmyndigheden finder, at valget af kapitaliseringsprocent er snævert knyttet til valget af diskonteringssats i nettonutidsværdimodellen.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Den nominelle diskonteringssats efter skat, der blev anvendt i DT-rapporten, var på 6,8 %, mens der i AA-rapporten blev anvendt en sats på 7 %.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
Det skal også bemærkes, at NVE har benyttet en sats på 6,5 % ved vurderingen af nye vandkraftværkprojekter [29].
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
I kostprisberegningsmodellen anvendes en sats på 6 % [30].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
Tilsynsmyndigheden er på grundlag af ovenstående af den opfattelse, at den rette diskonteringssats og dermed den rette kapitaliseringssats, der skal anvendes ved sammenligningen mellem et permanent salg og et tidsbegrænset salg, ligger på 6-7 % nominelt efter skat.
The Authority is, on the basis of the above, of the opinion that the appropriate discount rate and hence the appropriate capitalisation rate to apply when comparing a permanent sale to a time-limited sale, is in the range of 6-7 % nominally after tax.
På dette grundlag er den rette tilpasning af værdien af et permanent salg til et salg over 50,5 år ikke 10-15 % som hævdet af de norske myndigheder, men snarere 4-5 %.
On this basis, the appropriate adjustment of value from a permanent sale to a 50,5 year sale is not 10-15 % as argued by the Norwegian authorities but closer to 4-5 %.
Den tredje faktor, der skal tages i betragtning, er den forventede fremtidige markedspris på elektricitet.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Som forklaret ovenfor er det vanskeligt at udarbejde prognoser over fremtidige elpriser i 50 år eller længere.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
I de vurderingsrapporter, der er beskrevet ovenfor, navnlig i AA-rapporten og DD-rapporten, forventedes markedsprisen for elektricitet at stige støt i en periode på 10-20 år, hvorefter priserne forventedes at være konstante i reelle tal (dvs. kun stigninger i takt med den forventede inflation) [31].
In the valuation reports described above, in particular the AA and the DT report, the market price of power was expected to increase steadily for a period of 10-20 years beyond which the prices were expected to be constant in real terms (i.e. only increase with expected inflation) [31].
Det vil sige, at der på daværende tidspunkt på markedet var enighed om, at de fremtidige elpriser på lang sigt ville forblive uændrede i reelle tal og ikke fortsat ville stige [32].
This suggest that the consensus in the market at the time was that future power prices in the long term would remain constant in real terms and not continue to increase [32].
Tilsynsmyndigheden antager, at den samme usikkerhed om de fremtidige elpriser gjaldt for alle markedsaktører, også for dem, der købte eller solgte kraftværker i samme periode som den, hvor salget af retten til koncessionskraft blev solgt.
The Authority assumes that the same uncertainty about future power prices was present for all market participants, also those that were buying and selling power plants during the same period as the sale of the concession power entitlement.
Der er ingen grund til at antage, at de forskellige markedsdeltagere har adgang til meget forskellige oplysninger om forventningerne til markedsprisen.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Med hensyn til omkostningerne refererer den sammenligning, som de norske myndigheder har fremlagt, til et scenario, hvor der er en forskel i udgående pengestrømme pr. kWh mellem et permanent salg og et salg af koncessionskraft på 0,05 NOK, der skyldes en forventet koncessionspris på ca. 0,10 NOK og driftsomkostninger, herunder til reinvestering, på ca. 0,05 NOK.
Moving from revenue to costs, the comparison presented by the Norwegian authorities refers to a scenario where there is a difference in cash outflows per KWh between a permanent sale and the sale of concession power of NOK 0,05 due to an expected concession price of approximately NOK 0,10 and an operating cost including reinvestment of approximately NOK 0,05.
Hvad angår ministerieprisen for koncessionskraft forventede de konsulenter, der rådgav Narvik og NEAS, at priserne ville forblive relativt konstante i reale tal, forstået således at man hverken forventede væsentlige effektivitetsgevinster eller stor volatilitet i omkostningsgrundlaget.
As regards the ministry price for concession power, the consultants who advised Narvik and NEAS expected the prices to remain relatively constant in real terms meaning that neither significant efficiency gains nor great volatility in the cost base was expected.
I princippet forventedes ministerieprisen for koncessionskraft at stige med inflationen [33].
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
På grundlag af de foreliggende oplysninger er Tilsynsmyndigheden af den opfattelse, at en fornuftig investor ville have haft samme forventning, og lægger derfor til grund, at der ikke ville være nogen større ændringer af prisen på kostpriskoncessionskraft i den videre analyse.
Based on the available information, the Authority is of the opinion that the same assumptions would have been made by a prudent investor and therefore assumes that there would be no major changes to the cost price concession power price in the further analysis.
Disse omkostninger udgør de relevante udgående pengestrømme ved beregning af værdien af koncessionskraften [34].
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Da en række variabler kan påvirke niveauet for kontantbetalinger over tid, må tallet på 0,05 NOK, der kombinerer drifts- og reinvesteringsomkostninger, vurderes på grundlag af dens forskellige bestanddele.
As there are a number of variables that can affect the level of cash outlays over time, the NOK 0,05 figure combining operating and reinvestment cost needs to be assessed based on its various components.
For det første er det klart, at et kraftværk har et vist niveau af generelle drifts- og vedligeholdelsesomkostninger.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
Det antages, at drifts- og vedligeholdelsesomkostningerne for et vandkraftværk generelt er forholdsvis lave og konstante og ligger mellem 0,02 og 0,05 NOK pr. kWh [35].
It is assumed that the operating and maintenance costs of a hydropower plant generally is relatively low and constant in the range NOK 0,02-0,05 per KWh [35].
Dette understøttes af de omkostningsdata, der anvendes til at fastsætte ministerieprisen.
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
I år 2000 lå kompensationen for drifts- og vedligeholdelsesomkostninger ifølge denne model på 0,267 NOK pr. kWh.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
Også andre pengestrømme ud af virksomheden er relevante for beregningen af nettonutidsværdien.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
I ministeriets prisberegning fra år 2000 blev der kompenseret for afgifter med 0,021 NOK.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
De faktiske afgifter, der pålægges et givet kraftværk, afhænger naturligvis af værkets overskud, men eftersom ministerieprisen antages at være repræsentativ for de gennemsnitlige omkostninger ved et typisk kraftværk i Norge, forekommer det rimeligt at lægge en afgift på ca. 0,02 NOK pr. kWh til grund.
The actual tax levied on a given power plant would of course depend on the profits but given that the ministry price is intended to be representative for the average cost of typical power plants in Norway, it appears reasonable to assume a tax cost of approximately NOK 0,02 per KWh.
Den sidste del af de udgående pengestrømme i nettonutidsværdi udgøres af reinvesteringsomkostninger, som er stærkt afhængige af kraftværkets tidsplan og behov for reinvesteringer.
The final part of the cash outflows in the NPV is the reinvestment costs which depend crucially on the timing and level of reinvestments needs of the power plant.
Tilsynsmyndigheden er bekendt med, at et vandkraftværks økonomiske levetid af regnskabsmæssige årsager fastsættes til 40 år [36], men at den faktiske levetid kan være længere.
The Authority understands that, for accounting purposes, the economic lifetime of a hydropower plant is 40 years [36], however the actual lifetime may be longer.
Niveauet for reinvestering er i mange tilfælde højt, og tidsplanen for kontantbetalinger er derfor, som hævdet af de norske myndigheder, af stor betydning for beregningerne af nettonutidsværdien.
The level of reinvestment is in many cases substantial, and therefore the timing of the cash outlay, as also argued by the Norwegian authorities, is of great importance to the NPV calculations.
Hvis reinvesteringen finder sted i begyndelsen af beregningsperioden, er nettonutidsværdien betydeligt større, end hvis disse reinvesteringer finder sted senere i beregningsperioden.
If the reinvestment occurs early in the calculation period, the reduction in NPV is significantly larger than if the reinvestment takes place later in the calculation period.
De norske myndigheder har imidlertid ikke givet Tilsynsmyndigheden de oplysninger om geninvesteringsbehovet for vandkraftværker solgt i 1999 og 2000, som de har lagt til grund for deres sammenligning.
However, the Norwegian authorities have not provided the Authority with information on the reinvestment needs of the hydro power plants sold in 1999 and 2000 that they use as a basis for their comparison.
Tilsynsmyndigheden bemærker, at disse oplysninger formentlig ikke er let tilgængelige eller kun vanskeligt kan fremskaffes på grund af deres alder og antageligt følsomme karakter.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Med hensyn til tilpasningen af priserne for de omhandlede vandkraftværker til de to ovennævnte forskelle, dvs. tidsrummet og omkostningsgrundlaget, har de norske myndigheder anført, at prisintervallet på 1,66-1,74 NOK pr. kWh kan sammenlignes med den opnåede pris for koncessionskraft på ca. 1,00 NOK pr. kWh [37].
When adjusting the prices for the hydro power plants in question for the two differences mentioned above, the time period and the cost base, the Norwegian authorities argue that the price range of NOK 1,66 and 1,74 per KWh is comparable to the price obtained on the concession power of approximately NOK 1,00 per KWh [37].
Som forklaret ovenfor tyder Tilsynsmyndighedens oplysninger på, at den gennemsnitlige transaktionsværdi for 1999 og 2000 var noget højere end dette interval (ca. 1,85 NOK).
As explained above, the information available to the Authority indicates that the average transaction value for 1999 and 2000 was somewhat higher than this range (approximately NOK 1,85).
Tilsynsmyndigheden vil derfor sammenligne et prisinterval på 1,70-1,80 pr. kWh med den pris på 1,00 NOK, som Narvik opnåede.
Therefore, the Authority will compare a price range of NOK 1,70 to NOK 1,80 per KWh with the price of NOK 1,00 obtained by Narvik.
Den første tilpasning vil være at gøre de faste salgspriser sammenlignelige med en kontrakt på 50,5 år.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Tilsynsmyndigheden har anvendt en kapitaliseringssats på 6 %, som reducerer den permanente salgsværdi med ca. 5,5 %.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Det sammenlignelige interval af priser opnået ved salg af kraftværker ligger derfor på 1,61-1,70 NOK.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
Forskellen i nettopengestrømme på 0,61-0,70 NOK pr. kWh mellem koncessionskraftpriser og et kraftværks driftsomkostninger må kunne forklare forskellen for at opfylde den markedsøkonomiske investortest og udelukke støtte.
The difference in net cash flows of NOK 0,61-0,70 per KWh between concession power prices and the operating cost of a power plant would have to explain the difference in order to satisfy the market investor test and exclude aid.
De samlede driftsomkostninger antages som nævnt ovenfor at ligge mellem 0,02 og 0,05 NOK pr. kWh plus skønsmæssigt 0,02 NOK pr. kWh i afgifter, hvilket svarer til 0,04-0,07 NOK pr. kWh.
Total operating cost are as mentioned above estimated to be in the range NOK 0,02 to 0,05 per KWh plus estimate NOK 0,02 per KWh in taxes, which equals NOK 0,04-0,07 per KWh.
Desuden skal der tages hensyn til reinvesteringer, hvis finansielle virkning afhænger af tidspunkt og omfang, og som derfor er vanskelige at kvantificere.
In addition, reinvestments have to be taken into account, the financial effect of which depends on timing and size and are therefore difficult to quantify.