natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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].
Lisaks väidavad Norra ametiasutused, et piiratud vastutusega äriühingute seaduse mitterahaliste vahendite kasutamise mudeli [17] kohaselt oleks hinna hilisem kohandamine tõenäoliselt olnud ebaseaduslik.
One third party, NEAS (now Nordkraft), submitted comments to Decision 393/11/COL.
Otsuse 393/11/COL kohta on märkuse esitanud üks kolmas isik – NEAS (nüüd Nordkraft).
NEAS essentially concurs with the views of the Norwegian authorities.
NEAS nõustub põhimõtteliselt Norra ametiasutuste seisukohaga.
Article 61(1) of the EEA Agreement reads as follows:
EMP lepingu artikli 61 lõike 1 sõnastus on järgmine:
It follows from this provision that, for state aid to be present, the measure must confer an economic advantage on the recipient.
Sellest sättest tulenevalt peab meede, et seda saaks pidada riigiabiks, andma abisaajale majandusliku eelise.
In the following, the Authority assesses the question of the presence, in the case at hand, of such an economic advantage.
Järgnevalt hindab järelevalveamet majandusliku eelise olemasolu käesoleva juhtumi puhul.
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].
Euroopa Liidu Kohus märkis, et hindamaks, kas riikliku meetme puhul on tegemist abiga, tuleb kindlaks teha, kas see annab abisaajale tavapärastes turutingimustes välistatud majandusliku eelise [18].
In order to assess the presence of an economic advantage, the Authority applies the principle of a (hypothetical) market economy investor [19].
Majandusliku eelise olemasolu hindamiseks kohaldab järelevalveamet (hüpoteetilist) turumajandusliku investeerimise põhimõtet [19].
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.
Kui kõnealune tehing tehti turumajandusliku investeerimise põhimõtet järgides, st kui omavalitsus müüs kontsessioonienergia saamise õiguse turuväärtuse eest ning tehingu hind ja tingimused olid turumajanduse tingimustes tegutsevale arukale erainvestorile vastuvõetavad, siis ei anna tehing NEASile majanduslikku eelist ning sellega ei kaasne riigiabi.
On the contrary, state aid could be involved if the transaction was not carried out at market price.
Tehinguga kaasneks riigiabi siis, kui tehingut ei oleks tehtud turuhinnaga.
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.
Järelevalveamet ei saa asendada hindamisel Narviki ärilist mõtlemist enda omaga, mis tähendab, et omavalitsusel kui kontsessioonienergia õiguse omanikul on tavapärastes konkurentsitingimustes tegutsemise viisi valikul ulatuslik otsustusõigus.
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.
Omavalitsuse ja NEASi vahelise lepingu hinna asjakohasuse ja tingimuste hindamine peaks põhinema teabel, mis oli Narvikile kättesaadav lepingu sõlmimise ajal.
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.
Tavaliselt piisab riigiabi olemasolu välistamiseks põhjendatud eelhinnangust, isegi kui hiljem selgub, et hindamisel arvesse võetud eeldused olid valed.
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.
Järelevalveamet hindab järgnevalt, kas Narvik tegutses turumajandusliku erainvestorina, kui sõlmis kontsessioonienergia õiguse müügilepingu.
The Authority is mindful of the context in which the transaction was entered into.
Järelevalveamet pöörab tähelepanu tehingu toimumise taustale.
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.
Norra ametiasutustelt saadud teabe põhjal mõistab järelevalveamet, et lepingu sõlmimise ajal vajas omavalitsus nii juurdepääsu likviidsusele (et täita oma laenukohustusi) kui ka kapitali, mida NEASi paigutada.
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.
Lisaks märgitakse, et piiratud vastutusega äriühingute seadus piirab võimalust lepingusse lisada hinna kohandamise mehhanismi makse tegemise ajal.
In 1999, prior to the conclusion of the sales agreement in 2000, Narvik had furthermore incurred losses on its sale of concession power.
Enne müügilepingu sõlmimist 2000. aastal oli Narvik kandnud 1999. aastal kontsessioonienergia müügil kahjusid.
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.
Omavalitsus otsustas seega müüa pikaajaliselt oma kontsessioonienergia õigus, järgides samal ajal selget strateegiat, mille kaudu maksimeerida kontsessioonienergiast saadavat tulu.
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.
Norra ametiasutused väitsid, et järelevalveametil peaks olema võimalik välistada eelise olemasolu, kui käesoleva juhtumi puhul rakendatakse suuniseid.
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.
Järelevalveamet märgib, et kuigi suunised ei kehti kontsessioonienergia ostuõiguse müügi puhul, nähakse nendega ette kaks meetodit, millega ametiasutused saavad tavaliselt turuhinna eest müüa riigile kuuluvat maad ja hooneid ning seeläbi kindlustada, et müük ei hõlma riigiabi.
The first method to exclude an aid element is the sale through an unconditional bidding procedure.
Esimene meetod, mille kaudu abi välistada, on müük tingimusteta pakkumismenetluse teel.
The second, the sale at a price established by an independent expert evaluation made in accordance with generally accepted valuation standards.
Teine, üldtunnustatud hindamisstandardite järgi läbi viidud sõltumatu eksperthinnangu teel kindlaks määratud hinnaga müük.
On the other hand, Narvik and NEAS each commissioned two assessments from external advisors, as described in paragraphs (26) to (29) above.
Samas tellisid Narvik ja NEAS mõlemad välisnõustajatelt kaks hinnangut, mida on selgitatud eespool põhjendustes 26–29.
However, neither the DS1, the DS2 nor the AA reports thoroughly clarify what method is used to determine the value assessments.
, DS2 ja AA aruanne ei anna põhjalikku selgitust selle kohta, millist meetodit kasutati väärtuse hinnangu määramisel.
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.
Kuna puuduvad edasised selgitused, ei saa järelevalveamet hinnata, kas turuväärtuse hinnangud on tehtud üldtunnustatud turunäitajate ja hindamisstandardite alusel.
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.
Seetõttu ei ole järelevalveameti arvates DS1, DS2 ega AA aruanded piisavad, et hinnata kontsessioonienergia õiguse väärtust.
On the other hand, the DT report does provide a detailed explanation of its assessments.
Samas selgitatakse hindamisi üksikasjalikult DT aruandes.
Consequently its results can be tested and verified.
Seetõttu on aruande tulemusi võimalik kontrollida.
The Authority therefore finds that the DT report is the most credible report.
Järelevalveameti arvates on DT aruanne kõige usaldusväärsem.
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.
Järelevalveamet leiab, et kuna kõigi nelja aruande tulemused [21] on sarnased, siis kinnitab see nii DT kui ka kolme eelneva aruande tulemusi.
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].
Järelevalveamet märgib, et kuigi sõltumatu hindaja määratud hinna korral võib tavaliselt oodata eelise olemasolu välistamist lihtsalt hinnatavate tavaliste maa-alade või hoonete müügil, millega on juba mitmeid tehinguid tehtud, siis ei ole see nii maa ja ehitiste puhul, millel on ainulaadsemad omadused või mille müügiga seotud asjaolud annavad alust kahelda, kas eksperthinnang näitab vara tegelikku turuväärtust [22].
As explained in the following, fixed price power supply contracts of a duration exceeding 6 years are unusual and not commonly observed.
Nagu järgnevalt selgitatakse, ei ole fikseeritud hinnaga elektrienergia tarnelepingud, mis kehtivad üle 6 aasta, tavalised ega sagedad.
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].
Kuna puudub võrreldavate hindadega turg ning elektrihinnad on kõikuvad, ei piisa eksperthinnangust, et määrata kindlaks turuhind fikseeritud hinnaga 50,5 aastase kestusega elektrilepingu jaoks [23].
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.
Järelevalveamet tuletab meelde, et riigi maa ja hoonete müügi puhul kehtivad turumajandusliku investeerimise, mitte suuniste kriteeriumid, ning nende järgi hinnatakse, kas ametiasutusega sõlmitud elektrilepinguga antakse ettevõttele eelis.
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].
See, et turumajandusliku investeerimise põhimõte kehtib pikaajaliste elektrilepingute korral, leidis kinnitust Üldkohtu poolt kohtuasjas Budapesti Erőmű Zrt vs. Euroopa Komisjon, kus Üldkohus kiitis heaks Euroopa Komisjoni (edaspidi „komisjon”) lähenemisviisi Ungari ametiasutuste sõlmitud pikaajaliste elektrilepingute juhtumile [24].
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].
Kõnealuse juhtumi puhul selgitas komisjon analüüsi jaoks välja ettevõtjate peamised asjakohased tavad Euroopa elektriturgudel ning hindas, kas käesoleva juhtumiga seotud kokkulepped on nende tavadega kooskõlas. Samuti hindas komisjon, kas lepingud sõlmiti tingimustel, mis ei oleks olnud vastuvõetavad üksnes majanduslikel põhjustel tegutsevale ettevõttele [25].
The Commission found that long term power contracts with a duration of more than 6 years are rarely concluded on the European market [26].
Komisjon leidis, et üle 6 aasta kehtivaid pikaajalisi elektrilepinguid sõlmitakse Euroopa turul harva [26].
The information available to the Authority confirms this finding.
Seda asjaolu kinnitab järelevalveametile kättesaadav teave.
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.
Selliseid pikaajalisi elektrilepinguid, millega määratakse kindlaks elektri müügihind järgnevaks 50,5 aastaks, on vähe.
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
Pikaajalise prognoosi tulevikus kehtivate elektrihindade kohta peavad aga tegema elektrijaamade võimalikud ostjad ja müüjad.
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.
Selle alusel väitsid Norra ametiasutused, et Narviki kontsessioonienergia õiguse müüki võiks võrrelda hüdroelektrijaama müügiga.
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.
Oma väite toetamiseks edastasid Norra ametiasutused järelevalveametile Pareto aruande, millega antakse ülevaade Norras 2000. aastal müüdud viie hüdroelektrijaama kohta.
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.
Norra ametiasutused väidavad, et nii hüdroelektrijaama kui ka Narviki kontsessioonienergia õiguse müügi puhul näitab müügihind tootmismahuga seotud eeldatavate rahavoogude nüüdispuhasväärtust.
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.
Nagu Narviki ja NEASi juhtumi puhul, nii peab ka hüdroelektrijaama iga ostja või müüja hindama elektrijaama väärtust eeldatavate tootmisest tulenevatele sissetulekute alusel, lahutades sellest vastava diskontomääraga diskonteeritud eeldatavad kulud ajavahemikus, mil uus omanik saab hüdroenergiat kasutada.
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.
Norra ametiasutused väidavad, et Pareto aruandes mainitud viie hüdroelektrijaama hinnad, kui neid teatud tegurite järgi korrigeerida, on võrreldavad Narviki kontsessiooniõiguse müügi eest saadud hinnaga.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
Siinkohal märgib järelevalveamet, et korrigeerimistegurid, millele Norra ametiasutused viitavad, on esitatud I peatüki põhjenduses 11.
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
Viies hüdroelektrijaamas oli müügihind KWh tootmisvõimsuse kohta vahemikus 1,66–1,74 Norra krooni.
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.
Varade müük suurendab vara nüüdispuhasväärtust vastupidiselt kontsessioonienergia õiguse müügile 50,5 aasta pikkuseks perioodiks, kuna eeldatavalt on varaga seotud rahavoog positiivne ka pärast 50,5 aastat.
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].
Selleks et võrrelda müüki kontsessiooniõiguse müügiga teatud perioodiks, määrasid Norra ametiasutused 4 % suuruse kapitaliseerimismäära, mille tulemusena väheneb müügihind 10 %–15 % [27].
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.
Teine erinevus elektrijaama müügi ja kontsessiooniõiguse 50,5 aasta pikkuseks perioodiks müügi vahel on seotud kulubaasiga, mida nüüdispuhasväärtuse arvutamisel kasutada, st tootmise kogutulud vs. kontsessiooni hind.
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.
Norra ametiasutused väitsid, et tavaline tegevuskulu, mille sisse arvestati ka uuemasse elektrijaama reinvesteerimine, oli ligikaudu 0,05 Norra krooni KWh kohta, samas kui ministeeriumi hind oli sel ajal ligikaudu 0,10 Norra krooni KWh kohta.
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.
Selleks et hinnata, kas elektrijaamade hinnad sisaldavad kõnealuse kontsessioonienergia turuhinna määramiseks sobivaid näitajaid, tuleb iga elementi vaadelda üksikasjalikumalt.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
Järelevalveameti hinnang põhineb Norra ametiasutuste antud ning muul avalikult kättesaadaval teabel.
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
Järgnevas analüüsis kasutatakse arvutustes nimiväärtusi [28].
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.
Pareto aruandes mainitud viie hüdroelektrijaama müügihinnad olid vahemikus 1,66 – 1,74 Norra krooni KWh tootmisvõimsuse kohta.
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.
Majandusalane konsultatsiooniettevõte Econ Pöyry analüüsis oma aruandes elektrijaama 1996. –2005. aasta müügitulemusi ning leidis, et keskmine tehinguväärtus 2000. aastal oli mõnevõrra suurem, hinnanguliselt ligikaudu 1,85 Norra krooni.
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.
Kuna ECONi aruanne annab kõrgema keskmise tehinguväärtuse võrreldes Pareto aruandega, siis kasutab järelevalveamet edasise analüüsi jooksul hinnavahemikku 1,70–1,80 Norra krooni.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
Teine tegur, mida arvesse tuleb võtta, on üle 50,5 aasta pikkuseks perioodiks müümise korral hinnatasemete korrigeerimine elektrijaama müügi järgi.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
Norra ametiasutused väitsid, et sobiv korrigeerimisindeks, mis põhineb 4 % kapitaliseerimismääral, on 10–15 %.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Järelevalveamet leiab, et kapitaliseerimismäära valik on lähedalt seotud nüüdispuhasväärtuse arvutamisel kasutatava diskontomääraga.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
DT aruandes kasutatud nominaalne tulumaksujärgne diskontomäär oli 6,8 %, samas kui AA aruandes oli see 7 %.
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
Märgiti ka seda, et uute hüdroelektrijaama projektide hindamisel kasutas Norra veevarude ja energeetika direktoraat arvutamisel 6,5 % määra [29].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
Omahinna arvutamisel kasutati 6 % määra [30].
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.
Järelevalveamet on eelnevat arvesse võttes arvamusel, et sobiv diskontomäär ja seega sobiv kapitaliseerimismäär, mida kohaldada müügi ja piiratud ajaks müügi võrdlemisel, on pärast maksustamist vahemikus nominaalselt 6 %–7 %.
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 %.
Selle järgi on väärtuse sobiv korrigeerimisindeks müügilt 50,5 aastaks müügile Norra ametiasutuste väidetud 10 %–15 % asemel pigem 4 %–5 %.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Kolmas tegur, millega arvestada, on elektri eeldatav turuhind tulevikus.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
Nagu eespool selgitatud, on järgmiseks 50 aastaks või pikemaks ajaks energiahindasid keeruline prognoosida.
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].
Ülaltoodud hindamisaruannetes (eelkõige AA ja DT aruandes) eeldati, et energia turuhind tõuseb püsivalt järgmise 10–20 aasta jooksul ja hiljem peaks hindade tegelik väärtus olema stabiilne (st tõusma vaid inflatsiooni korral) [31].
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].
Siit võib järeldada, et turul arvati üksmeelselt, et tulevased energiahinnad püsivad pikas perspektiivis ühtlase tegeliku väärtusega ega tõuse enam [32].
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.
Järelevalveamet eeldab, et sama ebakindlus seoses tulevaste energiahindadega valitses kõigi turuosaliste seas, ka nende seas, kes ostsid ja müüsid elektrijaamu sel ajal, kui müüdi kontsessioonienergia õigust.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Üldiselt ei ole põhjust arvata, et erinevatel turuosalistel on ligipääs märkimisväärselt erinevale teabele turuhinnaootuste kohta.