natgillin/translations-raw huggingface dataset:
However, the general price picture during the relevant period, and in particular the price of 1-5 years’ wholesale contracts in 2001 (13,6 øre/kWh, Table 23), the price of fixed price, full-time contracts in the second quarter of 2001 (12,1 øre/kWh, Table 7) and new fixed price contracts entered into in the second quarter of 2001 (15,6 øre/kWh, Table 7), give a good indication of the market price range.
Kuid asjaomase ajavahemiku üldine hinnapilt, eelkõige 1–5-aastaste hulgimüügilepingute hind 2001. aastal (13,6 Norra ööri / kWh, tabel 23), kindla hinna ja katkematu tarbimise lepingute hind 2001. aasta teises kvartalis (12,1 Norra ööri / kWh, tabel 7) ja 2001. aasta teises kvartalis sõlmitud uute kindla hinnaga lepingute hind (15,6 Norra ööri / kWh, tabel 7) annavad hea viite turuhinna vahemiku kohta.
In light of the general price tendencies during the relevant period, as described above, and in particular the seemingly most comparable prices, the Authority considers that the contract price does not seem to differ sufficiently from the likely market price for the Authority to conclude that the contract gave Becromal an economic advantage.As for the prolongation agreement, the Authority understands that Clause 7 of the original agreement confers a legal right on Becromal to extend the contract from 1 April 2006 to 31 March 2007 on the conditions laid down in the clause.
Lepingu pikenduse puhul mõistab järelevalveamet, et algse lepingu punkt 7 annab selles sätestatud tingimustel Becromalile seadusliku õiguse pikendada lepingut 1. aprillist 2006 kuni 31. märtsini 2007.
As these prices are higher than the original contract price of 13,5 øre/kWh, they do not, in line with the arguments set out above, differ sufficiently from any reasonable market price range for an economic advantage to be present.
Kuna nimetatud hinnad on suuremad kui algse lepingu järgne hind 13,5 Norra ööri / kWh, ei erine need, kooskõlas eespool esitatud väidetega, piisavalt asjakohasest turuhinna vahemikust, et väita majandusliku eelise olemasolu.
In these circumstances, the Authority concludes that the Becromal agreement did not confer an advantage on Becromal within the meaning of Article 61(1) EEA.
Nimetatud asjaoludel järeldab järelevalveamet, et Becromali leping ei andnud Becromalile eelist EMP lepingu artikli 61 lõike 1 tähenduses.
On the basis of the foregoing assessment, the Authority considers that the agreement between Notodden municipality and Becromal Norway AS for the period from 14 May 2001 to 31 March 2006, as well as the prolongation from 1 April 2006 to 31 March 2007, do not constitute State aid within the meaning of Article 61(1) of the EEA Agreement,
Eespool esitatud hindamise alusel on järelevalveamet seisukohal, et Notoddeni omavalitsuse ja ettevõtja Becromal Norway AS vaheline leping kestusega 14. maist 2001 kuni 31. märtsini 2006, samuti selle pikendus 1. aprillist 2006 kuni 31. märtsini 2007, ei kujuta endast riigiabi EMP lepingu artikli 61 lõike 1 tähenduses,
The EFTA Surveillance Authority considers that the contract between Becromal Norway AS and the Municipality of Notodden in force from 14 May 2001 to 31 March 2006, as well as its prolongation until 31 March 2007, do not constitute State aid within the meaning of Article 61 of the EEA Agreement.
EFTA järelevalveamet on seisukohal, et leping ettevõtja Becromal Norway AS ja Notoddeni omavalitsuse vahel, mis kehtis 14. maist 2001 kuni 31. märtsini 2006, samuti selle pikendus kuni 31. märtsini 2007 ei kujuta endast riigiabi EMP lepingu artikli 61 lõike 1 tähenduses.
OJ C 96, 17.4.2008, p. 21, and EEA Supplement No 20, 17.4.2008, p. 36.
ELT C 96, 17.4.2008, lk 21, ning EMP kaasanne nr 20, 17.4.2008, lk 36.
OJ C 96, 17.4.2008, p. 21, and EEA Supplement No 20, 17.4.2008, p. 38.
ELT C 96, 17.4.2008, lk 21, ning EMP kaasanne nr 20, 17.4.2008, lk 36.
These provisions read: ‘The licence shall stipulate that the licensee shall surrender to the counties and municipalities in which the power plant is located up to 10 per cent of the increase in water power obtained for each waterfall, calculated according to the rules in section 11, subsection 1, cf. section 2, third paragraph.
Kõnealustes sätetes on kirjas: „Litsentsis peab olema sätestatud, et litsentsi saaja peab loovutama maakondadele ja omavalitsustele, kus elektrijaam asub, kuni 10 % iga kose puhul omandatud täiendavast hüdroelektrienergiast, mis arvutatakse vastavalt 11. jao 1. alajaos sätestatud eeskirjadele, vrd 2. jagu, kolmas lõik.
The amount surrendered and its distribution shall be decided by the Ministry concerned on the basis of the county’s or municipality’s general electric power supply needs.
Loovutatava koguse ja selle jaotuse otsustab maakonna või omavalitsuse üldise energiavajaduse alusel asjaomane ministeerium.
The county or municipality may use the power provided as it sees fit.
Maakond või omavalitsus võib kasutada saadud elektrit oma äranägemisel.
[…] The price of power [for the municipality] shall be set on the basis of the average cost for a representative sample of hydroelectric power stations throughout the country.
[—] Elektri hind [omavalitsuse jaoks] määratakse kogu riigi hüdroelektrijaamade esindusliku valimi keskmise hinna alusel.
Taxes calculated on the profit from power generation in excess of a normal rate of return are not included in the calculation of this cost.
Selle kulu arvutusse ei ole kaasatud kasum energia tootmisest üle tavapärase tootluse.
Each year the Ministry shall set the price of power supplied at the power station’s transmission substation.
Ministeerium määrab igal aastal elektrijaama ülekandealajaama tarnitud elektrienergia hinna.
KTV-Notat No 53/2001, cited above.
KTV-Notat nr 53/2001, vt eespool.
See Norway’s reply to question 4 in the second request for information, Event No 449660.
Vt Norra vastust teise teabetaotluse 4. küsimusele, toiming nr 449660.
Annex to Event No 449660.
Toimingu nr 449660 lisa.
Annex to Norway’s reply of 9 July 2007, Event No 428860.
Norra 9. juuli 2007. aasta vastuse lisa, toiming nr 428860.
The Authority is not in possession of a copy of any such prolongation agreement.
Lepingupikenduse koopiat järelevalveametil ei ole.
Event No 521513, e-mail dated 11 June 2009.
Toiming nt 521513, 11. juuni 2009. aasta e-kiri.
See annexes to Norway’s reply of 9 July 2007, Event No 428860.
Vt Norra 9. juuli 2007. aasta vastuse lisad, toiming nr 428860.
See Norway’s reply to the Authority’s second request for information, Event No Event No 449660.
Vt Norra vastus järelevalveameti teisele teabetaotlusele, toiming nr 449660.
See updated table on http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2008-05-30-23-en.html
Vt ajakohastatud tabel http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2008-05-30-23-en.html.
See Joined Cases 67/85, 68/85 and 70/85 Kwekerij Gebroeders van der Kooy BV and others v Commission [1988] ECR 219, paragraph 28.
Vt liidetud kohtuasjad 67/85, 68/85 ja 70/85 Kwekerij Gebroeders van der Kooy BV ja muud vs. komisjon (EKL 1988, lk 219, punkt 28).
See further explanations on http://www.nordpoolspot.com/trading/The_Elspot_market
Vt täiendavad selgitused http://www.nordpoolspot.com/trading/The_Elspot_market/.
See, by analogy, the Authority’s Guidelines on the Application of State Aid Provisions to Public Enterprises in the Manufacturing Sector, paragraphs 5(1) and 5(3).
Vt analoogia põhjal järelevalveameti suunised riigiabi eeskirjade kohaldamise kohta riigi osalusega äriühingute suhtes tootmissektoris, punkt 5 lõiked 1 ja 3.
Event No 495870.
Toiming nr 495870.
Event No 503107, Redegjørelse SSB.
Toiming nr 503107, Redegjørelse SSB.
Only columns and rows concerning the most relevant prices and time periods have been included here.
Esitatud on vaid need veerud ja read, milles käsitletakse kõige asjakohasemaid hindu ja ajavahemikke.
The full version can be obtained on http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elkraftpris_en/arkiv/tab-2009-04-06-07-en.html
Täisversioon on kättesaadav aadressil http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elkraftpris_en/arkiv/tab-2009-04-06-07-en.html.
Clause 2 of the contract reads: ‘The power volumes shall be spread evenly over each year in order that, at any given point of time each calendar year, the same effect is taken out.’
Lepingu punktis 2 on sätestatud: „Elektrienergia kogused jagunevad ühtlaselt kõikidele päevadele, selleks et iga kalendriaasta igal ajahetkel oleks võimalik kasutada sama võimsust.”
Event No 521166, e-mail from Statistics Norway dated 5 June 2009.
Toiming nt 521166, Norra Statistikaameti 5. juuni 2009. aasta e-kiri.
The opposite of full-time contracts is ‘free-time contracts’, i.e. contracts allowing the user to choose how much power is taken out at each moment in time.
Katkematu tarbimise lepingute vastandiks on vaba tarbimise lepingud, s.o lepingud, mis võimaldavad tarbijal valida, kui palju energiat igal ajahetkel võetakse.
Event Nos 521164 and 521163.
Toimingud nr 521164 ja nr 521163.
See Table 19 ‘Weighted average prices for electricity and grid rent, exclusive of VAT — 1997-2007 — Øre/kWh’, http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2009-05-28-19-en.html
Vt tabel 19 „Kaalutud keskmised elektrihinnad ja võrgurent ilma käibemaksuta. 1997–2007. Ööri/kWh”, http://www.ssb.no/english/subjects/10/08/10/elektrisitetaar_en/tab-2009-05-28-19-en.html.
Event No 495870, e-mail from Statistics Norway dated 8 October 2008.
Toiming nt 495870, Norra Statistikaameti 8. oktoobri 2008. aasta e-kiri.
The basic characteristics of the financial power market are described on Nord Pool’s homepages: http://www.nordpoolspot.com/en/PowerMaket/The-Nordic-model-for-a-liberalised-power-market/The-financial-market
Energia finantsturu põhilisi jooni on kirjeldatud Nord Pooli kodulehel: http://www.nordpoolspot.com/en/PowerMaket/The-Nordic-model-for-a-liberalised-power-market/The-financial-market/.
Including the prolongation agreement, the contract has a duration of nearly 6 years.
Koos lepingu pikendusega on lepingu kestus peaaegu kuus aastat.
However, the Authority assumes that the contract is still more comparable to other 1 to 5-year contracts, since all contracts exceeding five years’ duration are grouped together, including contracts of very long duration (e.g. more than 20 years).
Järelevalveamet arvab siiski, et leping on rohkem võrreldav 1–5-aastaste lepingutega, sest kõik viiest aastast pikemad lepingud on koondatud kokku, sealhulgas väga pikaajalised (s.o üle 20 aasta) lepingud.
See, by analogy, statements by the Court of First Instance in cases pertaining to the sale of real estate: Case T-274/01 Valmont, [2004] ECR II-3145, paragraph 45 and Joined Cases T-127/99, T-129/99 and T-148/99, Diputación Foral de Alava,[2002] ECR II-1275, paragraph 85 (not appealed on this point).
Vt analoogia põhjal Esimese Astme Kohtu otsuseid kinnisvara müügiga seotud juhtumite kohta: kohtuasi T-274/01 Valmont, (EKL 2004, lk II-3145, punkt 45) ja liidetud kohtuasjad T-127/99, T-129/99 ja T-148/99, Diputación Foral de Alava, (EKL 2002, lk II-1275, punkt 85) (praegu edasi kaebamata).
In the meeting, the representatives of Becromal mentioned, inter alia, an additional agreement between the municipality of Notodden and Becromal, relating to the municipality’s use of wastewater from the power plant operated by Becromal (Event No 482695).
Kohtumisel nimetasid Becromali esindajad muu hulgas täiendavat lepingut Notoddeni omavalitsuse ja Becromali vahel viimase käitatava elektrijaama reovee kasutamise kohta omavalitsuse poolt (toiming nr 482695).
The commercial relationship between Notodden and Tinfos is currently governed by a contract entered into on 15 August 2001 [11].
Notoddeni ja Tinfosi ärisuhet reguleerib praegu 15. augustil 2001 jõustunud leping [11].
This contract stipulates that, until 31 March 2006, the municipality was entitled to buy 30 GWh per year, including 3,9 GWh concession power, from Tinfos AS.
Selles lepingus on sätestatud, et kuni 31. märtsini 2006 oli omavalitsusel õigus osta ettevõtjalt Tinfos AS 30 GWh aastas, sealhulgas 3,9 GWh kontsessioonienergiat.
The volumes covered appear to correspond to the volumes under the municipality’s contract with Tinfos until 31 March 2007: i.e. 14,4794 GWh from 14 May 2001 to 31 December 2001, 30 GWh per year from 2002 to 2005, 7,397 GWh from 1 January 2006 to 31 March 2006, and, finally, an option for Becromal to buy the municipality’s concession power from 1 April 2006 to 31 March 2007.
Kogused paistavad vastavat neile, mille omavalitsus on saanud Tinfosiga sõlmitud lepingu alusel kuni 31. märtsini 2007, s.o 14,4794 GWh 14. maist kuni 31. detsembrini 2001, 30 GWh aastas ajavahemikul 2002–2005, 7,397 GWh 1. jaanuarist31. märtsini 2006 ning optsioon Becromalile omavalitsuse kontsessioonienergia ostmiseks 1. aprillist 2006 kuni 31. märtsini 2007.
The prices also mirror those laid down in the municipality’s contract with Tinfos, i.e. 13,5 øre/kWh until 31 March 2006, and, from 1 April 2006 to 31 March 2007, ‘the conditions at which Notodden municipality may, at that time, buy the power in question’.
Hinnad peegeldavad ka omavalitsuse ja Tinfosi lepingus sätestatuid, s.o 13,5 Norra ööri / kWh kuni 31. märtsini 2006 ja 1. aprillist 2006 kuni 31. märtsini 2007„tingimustel, millistel Notoddeni omavalitsus võib sel ajal osta kõnealust elektrienergiat”.
Becromal did choose to buy the concession power in the period from 1 April 2006 to 31 March 2007 [13].
Becromal otsustas osta kontsessioonienergiat ajavahemikul 1. aprillist 2006 kuni 31. märtsini 2007 [13].
Notodden municipality has explained that, for the period from April to June 2006, the municipality paid 15,21 øre/kWh for the concession power, and sold the power to Becromal at the same price.
Notoddeni omavalitsus on selgitanud, et aprillist juunini 2006 ostis omavalitsus kontsessioonienergiat hinnaga 15,21 Norra ööri / kWh ja müüs selle Becromalile sama hinnaga.
On 30 April 2007, the municipality replied to the request, offering Becromal to buy the municipality’s concession power at 20 øre/kWh (which is said to correspond to the spot price at Nord Pool, the Nordic power exchange, for May 2007) for the period from 1 April to 31 December 2007, and thereafter a three-year agreement at the price of 26,4 øre/kWh from 1 January 2008 to 31 December 2010.
Omavalitsus vastas taotlusele 30. aprillil 2007, pakkudes Becromalile omavalitsuse kontsessioonienergiat 1. aprillist kuni 31. detsembrini 2007 hinnaga 20 Norra ööri / kWh (mis vastab väidetavalt Põhjamaade elektribörsi Nord Pool 2007. aasta mai hetkehinnale) ja pärast seda kolmeaastast lepingut 1. jaanuarist 2008 kuni 31. detsembrini 2010 müügihinnaga 26,4 Norra ööri / kWh.
The municipality also stated that from 1 April 2007 the concession power volume would be 7,113 GWh.
Samuti kinnitas omavalitsus, et alates 1. aprillist 2007 on kontsessioonienergia maht 7,113 GWh.
On 30 June 2007, Becromal replied that it accepted the prices offered for the last 9 months of 2007.
Becromal vastas 30. juunil 2007, et nõustub 2007. aasta üheksaks viimaseks kuuks pakutud hindadega.
By contrast, it declined the offer for the period 2008-2010, as it was considered to be too high.
Kuid pakkumisest ajavahemikuks 2008–2010 keelduti, pidades seda liiga kalliks.
The municipality replied, by letter dated 4 July, that in light of Becromal’s letter, it considered that an agreement had been reached concerning power volumes for 2007.
Omavalitsusüksus vastas 4. juuli kirjas, et arvestades Becromali kirja, saadakse aru, et 2007. aasta energiakoguste osas ollakse kokkuleppele jõudnud.
Hence, it would come back soon with a draft agreement.
Seepärast koostab ta peagi kokkuleppe eelnõu.
This risk stems from the municipality’s right and obligation to purchase 30 GWh per year from Tinfos, at the price of 13,5 øre/kWh for the period until 31 March 2006.
See risk tuleneb omavalitsuse õigusest ja kohustusest osta kuni 31. märtsini 2006 Tinfosilt 30 GWh aastas hinnaga 13,5 Norra ööri / kWh.
Thus, if the spot price, during that period, was to drop below 13,5 øre/kWh, the municipality would incur a loss.
Kui hetkehind peaks kõnealusel ajal langema alla 13,5 Norra ööri / kWh, kannataks omavalitsus kahju.
This table shows that the average price per kWh in bilateral contracts of 1 to 5 years’ duration, was 13,6 øre in 2001, and 17,3 øre in 2002.
Tabel näitab, et 1–5-aastase kehtivusega kahepoolsetes lepingutes oli kWh keskmine hind 2001. aastal 13,6 Norra ööri ja 2002. aastal 17,3 Norra ööri.
The prices for contracts of more than five years duration were 10,5 øre and 10,4 øre.
Viiest aastast pikema kestusega lepingute puhul olid vastavad hinnad 10,5 Norra ööri ja 10,4 Norra ööri.
Thus, it can be questioned whether the relevant benchmark prices would be the prices applicable on 10 May 2002 or the prices applicable on 14 May 2001.
Seetõttu saab küsida, kas asjaomased võrdlushinnad oleksid 10. mail 2002. aastal või 14. mail 2001. aastal kehtinud hinnad.
As a starting point, it would seem correct to look at the date at which the contract was entered into, since it is at that time the parties, on the basis of the expected future market development, fix the price and other contract terms.
Alustuseks tundub õigem vaadelda lepingu sõlmimise kuupäeva, sest sel päeval määrasid lepinguosalised turu eeldatava arengu alusel kindlaks hinna ja lepingu muud sätted.
Moreover, as stated above, the price for contracts over five years was 10,5 øre/kWh in 2001.
Lisaks oli hind 2001. aastal pikemate kui viieaastaste lepingute puhul 10,5 Norra ööri / kWh.
In the original agreement, the agreed price was 13,5 øre/kWh.
Algses lepingus oli kokku lepitud hinnas 13,5 Norra ööri / kWh. Võttes arvesse asjaomase ajavahemiku eespool kirjeldatud üldisi hinnatendentse ja eelkõige näivalt kõige võrreldavamaid hindu, arvab järelevalveamet, et lepingujärgne hind ei paista piisavalt erinevat tõenäolisest turuhinnast, et järelevalveamet saaks järeldada, et leping andis Becromalile majandusliku eelise.
Included in the original agreement, the clause was concluded and made binding on the parties in 2001/2002.
Punkt sisaldus algses lepingus ja see tehti 2001/2002. aastal lepinguosalistele siduvaks.
As an alternative, the parties could have chosen to enter into a six years’ rather than a five years’ contract at the price of 13,5 øre/kWh.
Alternatiivina oleksid lepinguosalised saanud valida viieaastase lepingu asemel kuueaastase lepingu sõlmimise lepingu järgse hinnaga 13,5 Norra ööri / kWh.
That being the case, the Authority finds that the price in the prolongation period should be assessed as a part of the original agreement; i.e. with reference to the market price for long-term, bilateral contracts entered into in 2001/2002.
Seetõttu leiab järelevalveamet, et lepingu pikenduse aja hinda tuleks hinnata algse lepingu osana, s.o võrreldes 2001/2002. aastal sõlmitud pikaajaliste kahepoolsete lepingute turuhinnaga.
As noted above, the prices in the prolongation period were 15,21 øre/kWh and 14,20 øre/kWh, depending on the season.
Nagu eespool märgitud, olid pikendusaja hinnad sõltuvalt hooajast 15,21 Norra ööri / kWh ja 14,20 Norra ööri / kWh.
The ‘individual costs’ of the plant are calculated in accordance with the legal provisions applicable until 1959.
Jaama konkreetsed kulud arvutatakse kuni 1959. aastani kehtinud õigusaktide alusel.
Under these provisions, the individual cost price would be calculated as the plant’s production costs including 6 per cent interest on the initial costs, plus a mark-up of 20 per cent, divided by average yearly production in the period 1970-1999.
Kõnealuste õigusaktide kohaselt arvutatakse konkreetsetel kuludel põhinev hind kui jaama tootmiskulud, kaasa arvatud 6 % intressi asutamiskuludelt, pluss 20 % marginaal, jagatud keskmise aastatoodanguga ajavahemikul 1970–1999.
See the so-called KTV-Notat No 53/2001 of 24 August 2001, Event No 455241.
Vt nn KTV-Notat nr 53/2001, 24.8.2001, toiming nr 455241.
Thus, these prices are far lower than the wholesale prices referred to above [30].1.2.3.
Seetõttu on need hinnad palju madalamad kui eespool viidatud hulgihinnad [30].1.2.3.
The provisions of the first and third sentences do not apply to licences valid prior to the entry into force of Act No 2 of 10 April 1959.’
Esimese ja kolmanda lause sätted ei käi nende litsentside kohta, mis kehtisid enne 10. aprilli 1959. aasta seaduse nr 2 jõustumist.”
(Translation by the Norwegian Ministry of Petroleum and Energy.)
(Tõlgitud Norra nafta- ja energeetikaministeeriumi tõlkest.)
No 328/09/COL
nr 328/09/COL,
of 15 July 2009
15. juuli 2009,
on the Icelandic Harbour Acts (Iceland)
Islandi sadamaseaduste kohta (Island)
THE EFTA SURVEILLANCE AUTHORITY [1], HAVING REGARD to the Agreement on the European Economic Area [2], in particular to Articles 61 to 63 thereof and Protocol 26 thereto,
EFTA JÄRELEVALVEAMET [1], VÕTTES ARVESSE Euroopa Majanduspiirkonna lepingut [2], eriti selle artikleid 61–63 ja protokolli nr 26,
HAVING REGARD to the Agreement between the EFTA States on the Establishment of a Surveillance Authority and a Court of Justice [3], in particular to Article 24 thereof,
VÕTTES ARVESSE EFTA riikide vahelist järelevalveameti ja kohtu asutamist käsitlevat lepingut [3], eriti selle artiklit 24,
HAVING REGARD to Article 1(2) of Part I and Articles 4(4), 6, 7(2) and 7(5) of Part II of Protocol 3 to the Surveillance and Court Agreement [4],
VÕTTES ARVESSE järelevalveameti- ja kohtulepingu [4] 3. protokolli I osa artikli 1 lõiget 2 ning II osa artikli 4 lõiget 4, artiklit 6, artikli 7 lõiget 2 ja artikli 7 lõiget 5,
HAVING REGARD to the Authority’s Guidelines on the application and interpretation of Articles 61 and 62 of the EEA Agreement [5], and in particular the Chapter on state aid to shipbuilding and the Chapter on National Regional Aid,
VÕTTES ARVESSE järelevalveameti suuniseid EMP lepingu artiklite 61 ja 62 kohaldamise ja tõlgendamise kohta [5], eriti laevaehitusele antavat riigiabi käsitlevat peatükki ja regionaalabi käsitlevat peatükki,
HAVING REGARD to the Authority’s Decision No 195/04/COL of 14 July 2004 on the implementing provisions referred to under Article 27 of Part II of Protocol 3 to the Surveillance and Court Agreement [6],
VÕTTES ARVESSE järelevalveameti 14. juuli 2004. aasta otsust nr 195/04/COL järelevalveameti- ja kohtulepingu 3. protokolli II osa artiklis 27 osutatud rakendussätete kohta [6],
HAVING CALLED on interested parties to submit their comments pursuant to those provisions [7] and having regard to their comments,
OLLES KUTSUNUD huvitatud isikuid üles esitama märkusi vastavalt osutatud sätetele [7] ja võttes arvesse nende märkusi
Procedure
1 Menetlus
By letter of 7 May 2007 (Event No 420581), the Icelandic authorities notified, pursuant to Article 1(3) of Part I of Protocol 3 to the Surveillance and Court Agreement, amendments to the Icelandic Harbour Acts which (among other matters) provided for support for quay installations and the use of pilot vessels, and damage compensation for ship lift/hoist facilities, quay installations and pilot vessels.
Islandi ametiasutused teavitasid oma 7. mai 2007. aasta kirjas (toiming nr 420581) vastavalt järelevalveameti- ja kohtulepingu protokolli nr 3 I osa artikli 1 lõikele 3 Islandi sadamaseaduste muudatustest, millega (muu hulgas) nähakse ette kaiehitiste toetamine ja lootsilaevade kasutamine ning laevatõsteseadmete, kaiehitiste ja lootsilaevade kahjuhüvitised.
The support is provided through a Harbour Improvement Fund created in 1984 (“the Fund”).
Toetust antakse 1984. aastal loodud sadamaparandusfondi (edaspidi „fond”) kaudu.
After various exchanges of correspondence [8], by letter dated 12 December 2007 the Authority informed the Icelandic authorities that it had decided to initiate the procedure laid down in Article 1(2) of Part I of Protocol 3 in respect of these measures.
Pärast mitmete kirjade vahetamist [8] teatas järelevalveamet 12. detsembri 2007. aasta kirjaga Islandi ametiasutustele, et on otsustanud algatada nende meetmete suhtes protokolli nr 3 I osa artikli 1 lõikes 2 sätestatud menetluse.