natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Στην έκθεση DS1, η Danske Securities, με δική της πρωτοβουλία, παρείχε εκτίμηση της αξίας του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης για περίοδο 50 ετών.
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.
Εκτός από την αναφορά των υποθέσεων που διατύπωσε για τις μελλοντικές εξελίξεις στις τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας, η Danske Securities παρείχε περιορισμένη καθοδήγηση σχετικά με τον τρόπο υπολογισμού της αξίας του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.
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.
Στο πλαίσιο της έκθεσης DS2, η Danske Securities ζήτησε προβλέψεις σχετικά με τις τιμές και το κόστος από τους εξής 3 εμπορικούς φορείς της αγοράς:
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
CBF Kraftmegling AS («CBF»), Norwegian Energy Brokers AS («NEB») και Statkraft SF («Statskraft»).
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
Με βάση τις προβλέψεις αυτές, η Danske Securities υπολόγισε μια εκτιμώμενη αγοραία αξία για το δικαίωμα στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Με βάση τις προβλέψεις της CBF καταρτίστηκε βασική εκτίμηση της τάξης των 127 εκατ. κορωνών Νορβηγίας.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
Με βάση τις προβλέψεις της ΝΕΒ καταρτίστηκε βασική εκτίμηση της τάξης των 75 εκατ. κορωνών Νορβηγίας.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Καθώς η ΝΕΒ δεν έχει προσαρμόσει τις προβλέψεις της για τις τιμές και το κόστος για να ληφθεί υπόψη ο πληθωρισμός, η Danske Securities τόνισε ότι δεν τις θεωρεί αξιόπιστες.
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.
Με βάση τις προβλέψεις τις Statkraft καταρτίστηκε πρόβλεψη της τάξης των 115-140 εκατ. κορωνών Νορβηγίας.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Με βάση αυτές τις τρεις αξιολογήσεις της αξίας, η Danske Securities συμπέρανε ότι η εκτιμώμενη καθαρή παρούσα αξία του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης κυμαίνεται από 100 έως 140 εκατ. κορώνες Νορβηγίας.
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.
Οι τέσσερις εκθέσεις παρουσιάζονται συνοπτικά στον παρακάτω πίνακα.
The four reports are summarised in the following table.
Στο εξής θα αναφέρονται συλλογικά ως «οι τέσσερις εκθέσεις».
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
Συντάκτης της έκθεσης
Author of report
Ημερομηνία της έκθεσης
Date of report
Έκθεση που εκπονήθηκε για λογαριασμό του/της
Report commissioned by
Εκτιμηθείς όγκος ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης (σε GWh) [14]
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Περίοδος (σε έτη)
Period (in years)
Εκτιμώμενη ΚΠΑ (σε εκατ. κορώνες Νορβηγίας)
Estimated NPV (in NOK million)
Εσωτερικές αξιολογήσεις
Internal assessments
Εκτός από τις εξωτερικές συμβουλές, ο επικεφαλής των προμηθειών του δήμου του Narvik προέβη στις δικές του αξιολογήσεις.
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
Στην πρώτη αξιολόγηση που παρουσιάστηκε στην Εκτελεστική Επιτροπή τον Οκτώβριο του 1999, κατέληξε στο συμπέρασμα ότι οι μακροπρόθεσμες συμβάσεις, που ορίζονται ως συμβάσεις διάρκειας 10 έως 40 ετών, ενέχουν σημαντικό συνολικό κίνδυνο για τον δήμο.
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.
Η δεύτερη αξιολόγησή του, η οποία παρουσιάστηκε στην διαπραγματευτική ομάδα στις 16 Μαρτίου 2000, πραγματευόταν διάφορες δυνατότητες επιλογής σχετικά με την διαχείριση της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
Ωστόσο, μέχρι τότε η διαπραγματευτική ομάδα είχε ήδη περιορίσει το πεδίο εφαρμογής της εντολής του αποκλειστικά στην αξιολόγηση του κινδύνου, του διαθέσιμου χρόνου για τον διακανονισμό, των φορολογικών επιπτώσεων και της μεγιστοποίησης του κέρδους για τα τρία σενάρια (που αφορούσαν όλα τη μεταβίβαση του δικαιώματος του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην NEAS για περίοδο 50 ετών και τη μείωση του μεριδίου ιδιοκτησίας του στην 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).
Παρά το γεγονός αυτό, στη δεύτερη αξιολόγησή του, ο επικεφαλής των προμηθειών εξακολούθησε να εστιάζει στη σημασία της διάρκειας της σύμβασης.
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Η εκτίμησή του σχετικά με την οριακή αξία του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης με την πάροδο του χρόνου ήταν ότι «…η σύναψη σύμβασης πολύ μεγάλης διάρκειας, π.χ. 50 ετών, αποδίδει πολύ μικρή επιπλέον αξία για εμάς ως πωλητές σε σχέση με μια σύμβαση μικρότερης διάρκειας (για παράδειγμα, 20 ετών έναντι 83 εκατ. κορωνών Νορβηγίας).»
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)’.
Κατόπιν εσωτερικών συζητήσεων σχετικά με τα πλεονεκτήματα και τα μειονεκτήματα μιας μακροπρόθεσμης σύμβασης, η διαπραγματευτική ομάδα διατύπωσε σύσταση προς το Δημοτικό Συμβούλιο, σύμφωνα με την οποία είναι προτιμότερη η σύναψη σύμβασης διάρκειας 50,5 ετών, καθώς ενδείκνυται για τη μείωση του κινδύνου με τον οποίο επιβαρύνεται ο δήμος και την παροχή μακροπρόθεσμου ορίζοντα προγραμματισμού.
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.
Η πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης
The sale of concession power
Η NEAS επιθυμούσε μόνον την αγορά 116,3 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στην τιμή του υπουργείου.
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
Ωστόσο, κατά τη διάρκεια των διαπραγματεύσεων με την εταιρεία, ο δήμος του Narvik επέμεινε ότι το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης έπρεπε να πωληθεί εξ ολοκλήρου και ότι, συνεπώς, οι 11,7 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στην τιμή κόστους έπρεπε να συνδυαστούν με την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην τιμή του υπουργείου.
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.
Τον Μάιο του 2000, τα συμβαλλόμενα μέρη συμφώνησαν τελικά να συμπεριληφθούν και τα 128 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στη συμφωνία και να καταβληθούν από τη NEAS 120 εκατ. κορώνες Νορβηγίας για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην τιμή του υπουργείου και 6 εκατ. κορώνες Νορβηγίας για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην τιμή κόστους.
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.
Στις 25 Μαΐου 2000, το Δημοτικό Συμβούλιο αποφάσισε επίσημα ότι ο δήμος θα πρέπει να πωλήσει το ετήσιο το δικαίωμά του σε 128 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στην NEAS για 50,5 χρόνια έναντι 126 εκατ. κορωνών Νορβηγίας.
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.
Στις 16 Οκτωβρίου 2000, ο δήμος του Narvik και η NEAS επισημοποίησαν τη συμφωνία τους με την υπογραφή της σύμβασης με την οποία ο δήμος του Narvik πώλησε το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης υπό τους όρους που περιγράφονται ανωτέρω.
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.
Στη σύμβαση δεν συμπεριελήφθη μηχανισμός προσαρμογής των τιμών, ενώ το αντίτιμο έπρεπε να καταβληθεί εφάπαξ και προκαταβολικά.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Στις 29 Νοεμβρίου 2000, ο δήμος του Narvik και η NEAS υπέγραψαν συμπληρωματική συμφωνία, με την οποία για την αγορά του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης η NEAS δεσμεύθηκε να καταβάλει στον δήμο του Narvik 60 εκατ. κορώνες Νορβηγίας σε μετρητά και τα υπόλοιπα 66 εκατ. κορώνες Νορβηγίας ως εισφορά σε είδος στα ίδια κεφάλαια που θα διοχετευθεί στην NEAS (που εκείνη την περίοδο αποτελούσε κατά 100 % ιδιοκτησία του δήμου).
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).
Πώληση μετοχών της NEAS
Sale of NEAS shares
Το 2001, ο δήμος του Narvik προέβη σε εκποίηση του 49,99 % των μετοχών του στη NEAS σε δύο εταιρείες ηλεκτρικής ενέργειας, την Vesterålskraft AS και την Hålogalandskraft AS.
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
Παρατηρήσεις των νορβηγικών αρχών
Comments from the Norwegian authorities
Οι νορβηγικές αρχές φρονούν ότι η σύμβαση με την NEAS συνήφθη σύμφωνα με τους όρους της αγοράς.
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
Πρώτον, υπογραμμίζουν ότι η συμφωνία συνήφθη λόγω της δυσχερούς οικονομικής κατάστασης του δήμου του Narvik, ο οποίος χρειαζόταν ρευστά κεφάλαια.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
Δεύτερον, η NEAS χρειαζόταν ανακεφαλαιοποίηση, προκειμένου να αναδιαρθρωθεί και να δημιουργηθεί μια μεγαλύτερη περιφερειακού χαρακτήρα εταιρεία.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
Τέλος, την περίοδο σύναψης της σύμβασης, ο δήμος είχε προβεί σε πωλήσεις ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης με ζημία, καθώς η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης ήταν υψηλότερη από την τιμή που επετεύχθη στην αγορά.
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.
Για παράδειγμα, κατά την περίοδο από τον Απρίλιο του 1999 έως τον Δεκέμβριο του 1999, ο δήμος του Narvik ζημιώθηκε κατά 2,3 εκατ. κορώνες Νορβηγίας από την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Οι νορβηγικές αρχές ισχυρίζονται ότι ο ενδεδειγμένος δείκτης αναφοράς της αγοράς για την συμφωνία 50,5 ετών είναι η οριστική πώληση μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και ότι, εφόσον προσαρμοστούν για να συνεκτιμηθούν οι σχετικές διαφορές, οι τιμές που πέτυχε η NEAS συνάδουν με τα επίπεδα των τιμών για την πώληση μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας κατά την ίδια περίοδο.
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.
Σε ό,τι αφορά τα δεδομένα των τιμών για την πώληση μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας το 2000, οι νορβηγικές αρχές αναφέρονται στην λεγόμενη επισκόπηση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε πραγματικό χρόνο για το έτος 2000 που διενήργησε η Pareto («επισκόπηση Pareto»).
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’).
Από την επισκόπηση αυτή προκύπτει ότι οι τιμές της αγοράς για τις μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που πωλήθηκαν το 2000 κυμάνθηκαν από 1,64 έως 1,77 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh ετήσιας παραγωγικής ικανότητας.
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.
Η πώληση του δικαιώματος του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης ισοδυναμεί με περίπου 1,00 κορώνα Νορβηγίας ανά KWh ετήσιας παραγωγικής ικανότητας.
Narvik’s sale of entitlement to concession power equals approximately NOK 1,00 per KWh of annual production capacity.
Σύμφωνα με τις νορβηγικές αρχές, η διαφορά μεταξύ των αριθμητικών αυτών στοιχείων μπορεί να δικαιολογηθεί από τους παρακάτω παράγοντες.
According to the Norwegian authorities, the difference between these figures can be explained by the following factors.
Πρώτον, το 2000, το σύνηθες λειτουργικό κόστος, συμπεριλαμβανομένης της εν εξελίξει επανεπένδυσης (χωρίς απόσβεση) σε νέο σταθμό παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, ανερχόταν περίπου στις 0,05 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh ετησίως (συν το κόστος τροφοδοσίας).
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).
Ο χαρακτήρας της αναμενόμενης συνεχούς καταβολής της NEAS ήταν διττός:
NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
Επομένως, αναμενόταν ότι το σενάριο για το 2000 θα απέφερε καθαρό κέρδος ύψους 0,07 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh για τον ιδιοκτήτη της μονάδας, σε σύγκριση με τις 0,02 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.
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.
Κατά τη σύναψη της σύμβασης, η εκτιμώμενη τιμή για το 2010 ήταν 0,20 κορώνες Νορβηγίας.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
Με βάση την εκτίμηση αυτή, αναμενόταν ότι το σενάριο για το 2010 θα απέφερε καθαρό κέρδος 0,15 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh για τον ιδιοκτήτη της μονάδας, σε σύγκριση με τις 0,10 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.
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.
Δεύτερον, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι οι τιμές πώλησης των πέντε σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της επισκόπησης Pareto πρέπει να μειωθούν κατά 10-15 % περίπου κατά την εφαρμογή συντελεστή κεφαλαιοποίησης της τάξης του 4 % για να αντισταθμιστεί η διαφορά μεταξύ της επ’ αόριστον κεφαλαιοποίησης (συντελεστής κεφαλαιοποίησης 25) και επί 50 ετών (συντελεστής κεφαλαιοποίησης 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).
Επιπλέον, οι νορβηγικές αρχές προσθέτουν ότι ο μεγαλύτερος αντίκτυπος στον υπολογισμό της καθαρής παρούσας αξίας παρατηρείται τα πρώτα χρόνια και ότι το μεγάλο κόστος επανεπένδυσης της κυριότητας συνήθως γίνεται αισθητό σε μεταγενέστερο στάδιο μειώνοντας, ως εκ τούτου, σε περιορισμένο βαθμό τον υπολογισμό της ΚΠΑ.
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.
Λαμβάνοντας υπόψη την άποψη αυτή, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι υφίσταται στενός συσχετισμός μεταξύ των πωλήσεων σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας έναντι περίπου 1,64-1,77 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh της ετήσιας παραγωγικής ικανότητας αφενός και των ενοικίων (πρόσβαση στην ηλεκτρική ενέργεια έναντι πληρωμής για 50,5 έτη) ύψους περίπου 1,00 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης αφετέρου.
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.
Συνεπώς, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι από τη σύγκριση και την προσαρμογή των παραγόντων αυτών προκύπτει ότι η τιμή που κατέβαλε η NEAS για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης ήταν συγκρίσιμη με την τιμή των σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που πωλήθηκαν κατά την ίδια περίοδο. Επιπλέον, προσθέτουν ότι το συμπέρασμα αυτό σχετικά με το επίπεδο της τιμής επιβεβαιώνεται από την έκθεση DT και από τις δύο εκθέσεις DS που προηγούνται χρονολογικά της σύναψης της συμφωνίας διάρκειας 50,5 ετών για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.
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.
Σε ό,τι αφορά τις κατευθυντήριες γραμμές της αρχής σχετικά με τις κρατικές ενισχύσεις όσον αφορά τις πωλήσεις ακινήτων από τις δημόσιες αρχές («SOL») [16], οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι ο διαγωνισμός με κλειστή διαδικασία αποτελεί τη μόνη μέθοδο που αναγνωρίζει η Αρχή για τον καθορισμό των τιμών της αγοράς στις πωλήσεις δημόσιων περιουσιακών στοιχείων.
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.
Οι νορβηγικές αρχές υπογραμμίζουν ότι στις κατευθυντήριες γραμμές SOL, η Αρχή αναγνωρίζει επίσης ότι μπορεί να καθοριστεί και τιμή της αγοράς άνευ ενίσχυσης βάσει αποτίμησης ανεξάρτητου εμπειρογνώμονα.
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.
Οι νορβηγικές αρχές επισημαίνουν ότι η έκθεση DT και οι δύο εκθέσεις DS είχαν παραδοθεί πριν τη σύναψη της σύμβασης διάρκειας 50,5 ετών.
The Norwegian authorities note that the DT and the two DS reports were delivered before the 50,5 year contract was concluded.
Η δεύτερη έκθεση DS προσδιόρισε την αξία βάσει «άμεσης έρευνας της αγοράς», που σύμφωνα με τις νορβηγικές αρχές οδήγησε σε έλεγχο της αγοράς παρόμοιο με εκείνον που διεξάγεται κατά τη διενέργεια διαγωνισμών.
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.
Επίσης, οι νορβηγικές αρχές επισημαίνουν ότι η τελική τιμή αντιστοιχούσε στα ανώτερα επίπεδα και των τριών εκτιμήσεων.
The Norwegian authorities also note that the final price was within the upper level of the three valuations.
Επιπλέον, οι νορβηγικές αρχές ισχυρίζονται ότι ορθώς δεν συμπεριελήφθη ρήτρα προσαρμογής των τιμών, καθώς το τίμημα κατεβλήθη εφάπαξ και όχι κατ’ εξακολούθηση.
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.
Οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι λόγω του ότι το τίμημα της πώλησης κατεβλήθη προκαταβολικά - κατά ένα μέρος σε μετρητά και κατά ένα μέρος σε είδος - όπως συμβαίνει και σε οριστικές πωλήσεις σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, η συμπερίληψη μηχανισμού προσαρμογής των τιμών είναι «αφύσικη και πολύ ασυνήθιστη».
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.
Οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν επιπλέον ότι λόγω του μοντέλου εισφοράς σε είδος, η μεταγενέστερη προσαρμογή θα ήταν επίσης πιθανώς παράνομη σύμφωνα με τις διατάξεις του νόμου για τις εταιρείες περιορισμένης ευθύνης [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].
Ένα τρίτο μέρος, η NEAS (πλέον Nordkraft) υπέβαλε παρατηρήσεις στην απόφαση 393/11/COL.
One third party, NEAS (now Nordkraft), submitted comments to Decision 393/11/COL.
H NEAS συμφωνεί κατ’ ουσία με τις απόψεις των νορβηγικών αρχών.
NEAS essentially concurs with the views of the Norwegian authorities.
Παρουσία κρατικής ενίσχυσης
The presence of state aid
«Ενισχύσεις που χορηγούνται υπό οποιαδήποτε μορφή από τα κράτη μέλη της ΕΚ, τα κράτη της ΕΖΕΣ ή με κρατικούς πόρους και που νοθεύουν ή απειλούν να νοθεύσουν τον ανταγωνισμό δια της ευνοϊκής μεταχειρίσεως ορισμένων επιχειρήσεων ή ορισμένων κλάδων παραγωγής, είναι ασυμβίβαστες με τη λειτουργία της παρούσας συμφωνίας, κατά το μέτρο που επηρεάζουν τις μεταξύ των συμβαλλομένων μερών συναλλαγές, εκτός εάν η παρούσα συμφωνία ορίζει άλλως».
‘Save as otherwise provided in this Agreement, any aid granted by EC Member States, EFTA States or through State resources in any form whatsoever which distorts or threatens to distort competition by favouring certain undertakings or the production of certain goods shall, in so far as it affects trade between Contracting Parties, be incompatible with the functioning of this Agreement.’
Από τη διάταξη αυτή συνάγεται ότι για να υπάρχει κρατική ενίσχυση, το μέτρο πρέπει να παρέχει οικονομικό πλεονέκτημα στον αποδέκτη.
It follows from this provision that, for state aid to be present, the measure must confer an economic advantage on the recipient.
Στη συνέχεια, η Αρχή αξιολογεί κατά πόσον υφίσταται στην προκειμένη περίπτωση οικονομικό πλεονέκτημα.
In the following, the Authority assesses the question of the presence, in the case at hand, of such an economic advantage.
Εάν η συγκεκριμένη συναλλαγή πραγματοποιούνταν σύμφωνα με την αρχή του ιδιώτη επενδυτή της οικονομίας της αγοράς, δηλαδή εάν ο δήμος πωλούσε το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην αξία της αγοράς, και η τιμή και οι όροι της συναλλαγής ήταν αποδεκτοί για έναν συνετό ιδιώτη επενδυτή που δραστηριοποιείται στην οικονομία της αγοράς, δεν θα παρείχε οικονομικό πλεονέκτημα στην NEAS και, συνεπώς, δεν θα συνεπαγόταν την χορήγηση κρατικής ενίσχυσης.
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.