natgillin/translations-raw huggingface dataset:
A letter from NEAS dated 9 November 1999 questioned the proposed strategy of selling the concession power under different contracts of different lengths to diversify risk.
9. novembri 1999. aasta NEASi kiri linnavalitsusele kritiseeris soovitatud strateegiat, mis nägi ette kontsessioonienergia müümist mitme erineva kestusega lepingu alusel, et riske hajutada.
Instead, NEAS suggested one long-term contract (‘for example 50 years’) and was open to including a price adjustment clause in the contract with Narvik.
Selle asemel soovitas NEAS üht pikaajalist lepingut („näiteks 50-aastase kestusega”) ning oli valmis Narvikiga sõlmitud lepingusse ka hindade kohandamise sätte lisama.
Also in a letter dated 15 April 1999, NEAS stated its interest in entering into a long-term contract regarding the concession power, primarily through a purchase with an upfront lump sum payment, or alternatively as a long-term lease - suggested initially at 60 years - with annual payments to Narvik.
15. aprilli 1999. aasta kirjas teatas NEAS lisaks oma huvist Narvikiga kontsessioonienergia suhtes pikaajaline leping sõlmida, eelistatavalt ühekordse ettemaksuga või alternatiivina pikaajalise lepingu alusel – esialgne ettepanek kestuse kohta oli 60 aastat – ning Narvikile tehtaks iga-aastaseid makseid.
Aside from the issue of the concession power, there were also discussions about NEAS’ future role in the market, and Narvik’s role as the owner of NEAS.
Lisaks kontsessioonienergia küsimusele käsitleti ka NEASi rolli energiaturul tulevikus ning Narviki rolli NEASi omanikuna.
According to the Norwegian authorities, NEAS was at the time observing extensive regional consolidation amongst power companies and the entry of national/international operators into local markets.
Norra ametiasutuste andmetel täheldas NEAS sel ajal energeetikaettevõtete hulgas laialdast regionaalset koondumist ning riikliku ja rahvusvahelise tasandi ettevõtete sisenemist kohalikele turgudele.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
NEASil tuli suurendada omakapitali baasi, et omandada teiste elektriettevõtete, eriti Nordkraft ASi, aktsiaid.
NEAS had also signed letters of intent with Hålogaland Kraft AS and Vesterålskraft AS to form a regional production company and a regional energy transportation company.
Lisaks oli NEAS andnud tagatiskirjad regionaalse energiatootmisfirma ja regionaalse energiatranspordifirma loomiseks Hålogaland Kraft AS’ile ja Vesterålskraft AS’ile.
In a municipal council meeting on 16 December 1999, it was decided that the municipality’s ownership stake in NEAS, the company’s capital needs and the handling of concession power, should be assessed jointly by a negotiation team consisting of the Mayor, the Deputy Mayor, the leader of the opposition, as well as the Director, the Deputy Director and the Head of Procurement of the municipal administration (‘the negotiation team’).
16. detsembril 1999. aastal toimunud linnavolikogu koosolekul otsustati luua läbirääkimisrühm, mille liikmeteks on linnapea, aselinnapea, opositsiooniliider ning linnavalitsuse juht, juhiabi ja hankejuht ning mille ülesanneteks on hinnata linna omandiosalust NEASis, NEASi vajadust täiendavate omavahendite järele ning kontsessioonienergia kasutamist.
External assessments
Välised hinnangud
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
NEAS tellis ministeeriumihinnaga kontsessioonienergia väärtuse hindamiseks aruanded ettevõtjatelt Arthur Andersen (edaspidi „AA”) ja Deloitte & Touche (edaspidi „DT”).
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
AA aruanne kasutas nüüdispuhasväärtuse meetodit (edaspidi „NPV”), kuid ei kirjeldanud analüüsi aluseks võetud eeldusi üksikasjalikult.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
Ka DT aruanne kasutas NPV meetodit, kuid selgitas asjaomaseid eeldusi ja arvestusi AA aruandest täpsemalt.
For example, the DT report explains in detail how the required return is determined based on the capital asset pricing model (‘CAPM’) and how the weighted average cost of capital (‘WACC’) is determined.
Näiteks selgitas DT aruanne üksikasjalikult, kuidas nõutava tulu arvutamiseks kasutati finantsvara hindamismudelit ning kuidas määrati kapitali kaalutud keskmine hind.
The analysis also contains a detailed description of the calculation of the concession price and include sensitivity analysis based on incremental changes in both the price of electricity and WACC.
Nende analüüs sisaldas ka kontsessioonihinna arvutamise üksikasjalikku kirjeldust ning nii elektrihinna kui ka kapitali kaalutud keskmise hinna järjestikustel muudatustel põhinevat tundlikkusanalüüsi.
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
Narvik tellis kaks aruannet ka ettevõtjalt Danske Securities (edaspidi „DS1” ja „DS2”).
For the first report, DS1, Danske Securities was commissioned to assess whether or not the municipality should sell its entitlement to concession power in the market or transfer it to NEAS.
Esimese aruande ehk DS1 jaoks telliti ettevõtjalt Danske Securities hinnang selle kohta, kas linn peaks oma kontsessioonienergia saamise õiguse müüma energiaturul või selle NEASile üle kandma.
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.
Danske Securities andis aruandes DS1 omaalgatuslikult hinnangu linna kontsessioonienergia õiguse väärtusele 50 aastase perioodi jooksul.
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.
Välja arvatud eeldused elektrihindade muutuste kohta tulevikus, ei kirjeldanud Danske Securities täpselt seda, kuidas kontsessioonienergia saamise õiguse väärtust arvutati.
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
Aruandes DS2 tellis Danske Securities kolmelt turul tegutsevalt ettevõtjalt hinna- ja kuluootuste hinnangu.
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
Ettevõtjateks olid CBF Kraftmegling AS (edaspidi „CBF”), Norwegian Energy Brokers AS (edaspidi „NEB”) ja Statkraft SF (edaspidi „Statskraft”).
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Nende hinnangute põhjal arvutas Danske Securities välja linna kontsessioonienergia õiguse hinnangulise turuväärtuse.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
CBF baashinnang kontsessioonienergia saamise õiguse hinnale oli 127 mln Norra krooni.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
NEB baashinnang kontsessioonienergia saamise õiguse hinnale oli 75 mln Norra krooni.
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.
Kuivõrd NEBi hinna- ja kuluootuste hinnang ei võtnud arvesse inflatsiooni, rõhutas Danske Securities, et ei pidanud NEBi hinnangut usutavaks.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Statkrafti hinnanguks oli vahemik 115-140 mln Norra krooni.
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.
Nende kolme väärtushinnangu põhjal järeldas Danske Securities, et linna kontsessioonienergia õiguse hinnanguline nüüdispuhasväärtus jääb vahemikku 100-140 mln Norra krooni.
The four reports are summarised in the following table.
Järgnev tabel võtab kõnealused neli aruannet kokku.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
Edasises viidatakse aruannetele koos kui „neljale aruandele”.
Author of report
Aruande koostaja
Date of report
Aruande kuupäev
Report commissioned by
Aruande tellija
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Hinnatud kontsessioonienergia maht (GWh) [14]
Period (in years)
Kestus (aastates)
Estimated NPV (in NOK million)
Hinnanguline NPV (mln NOK)
Internal assessments
Sisehindamine
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
Lisaks välisnõuannetele koostas Narviki linna hankejuht ka ise hinnangud.
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.
Esimeses hinnangus, mis esitati täitevkomiteele 1999. aasta oktoobris, järeldas ta, et pikaajaliste lepingute (kestusega 10 kuni 40 aastat) puhul oli üldine risk linna jaoks kõrge.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
Teises hinnangus, mis esitati läbirääkimisrühmale 16. märtsil 2000, käsitles hankejuht võimalikke kontsessioonienergia kasutamise variante.
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).
Kuid selleks ajaks oli läbirääkimisrühm oma volituste ulatust piiranud, et hinnata ainult riski, nõude rahuldamise aega, maksumõjusid ja tulu maksimeerimist kolme stsenaariumi korral (mis kõik nägid ette, et Narvik annab õiguse kontsessioonienergiale 50 aastaks üle NEASile ja kahandab oma osalust NEASis).
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Vaatamata sellele keskendus hankejuht oma teises hinnangus endiselt lepingu pikkuse tähtsuse küsimusele. Tema hinnang kontsessioonienergia õiguse marginaalsele väärtusele aja jooksul oli selline:
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)’.
„…väga pika, näiteks 50-aastase, kestusega lepingu sõlmimine annab meile kui müüjatele väga väikese lisaväärtuse võrreldes lühema kestusega lepinguga (näiteks 20-aastase kestusega lepinguga, mille väärtus on 83 miljonit Norra krooni)”.
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.
Pärast siseläbirääkimisi pikaajalise lepingu eeliste ja puuduste üle esitas läbirääkimisrühm linnavolikogule soovituse, milles soovitati linna riski kahandamiseks ning pikaajalise kavandamisperioodi võimaldamiseks valida lepingu kestuseks 50,5 aastat.
The sale of concession power
Kontsessioonienergia müük
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
NEAS soovis algselt osta vaid 116,3 GWh ministeeriumihinnaga kontsessioonienergiat.
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.
Läbirääkimistes äriühinguga nõudis Narvik aga, et kontsessioonienergia saamise õigus ostetaks täies mahus – lisaks ministeeriumihinnaga kontsessioonienergiale ka linna 11,7 GWh tootmiskulupõhise hinnaga kontsessioonienergiat.
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.
2000. aasta mais leppisid pooled kokku, et leping katab kogu kontsessioonienergia mahtu 128 GWh ja et NEAS maksab ministeeriumihinnaga kontsessioonienergia eest 120 miljonit Norra krooni ning tootmiskulupõhise hinnaga kontsessioonienergia eest 6 miljonit Norra krooni.
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.
mail 2000. aastal võttis linnavolikogu vastu ametliku otsuse, mille kohaselt linn peaks müüma oma õiguse 128 GWh-le kontsessioonienergiale aastas 50,5 aastaks firmale NEAS hinnaga 126 miljonit Norra krooni.
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.
16. oktoobril 2000 vormistasid Narvik ja NEAS kõnealuse lepingu, millega Narvik müüs oma kontsessioonienergia saamise õiguse eelkirjeldatud tingimustel NEASile.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Leping ei sisaldanud ühtki hinna kohandamise mehhanismi ning nägi ette, et raha makstakse ühekordse maksena ette.
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).
29. novembril 2000 allkirjastasid Narvik ja NEAS täiendava lepingu, millega NEAS kohustus kontsessioonienergia õiguse ostu eest Narvikile maksma 60 miljonit Norra krooni rahas ning ülejäänud 66 miljonit Norra krooni mitterahalise omakapitali toetusena NEASile (mis kuulus sel ajal täielikult linnale).
Sale of NEAS shares
NEASi aktsiate müük
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
2001. aastal müüs Narvik 49,99 % NEASi aktsiatest ettevõtjatele Vesterålskraft AS ja Hålogalandskraft AS.
Comments from the Norwegian authorities
Norra ametiasutuste märkused
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
Norra ametiasutused on seisukohal, et leping NEASiga sõlmiti turutingimustel.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
Nad rõhutavad, et leping sõlmiti seetõttu, et Narviki rahalised vahendid olid piiratud ning linnal oli tarvis likviidset kapitali.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
Teiseks tuli NEASil viia läbi rekapitaliseerimine, et ettevõte suurema regionaalse ulatusega ettevõtte loomiseks ümber struktureerida.
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.
Lisaks müüs linn lepingu sõlmimise hetkel kontsessioonienergiat kahjudega, sest kontsessioonienergia hind linnale oli turuhinnast kõrgem.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Näiteks 1999. aasta aprillist sama aasta detsembrini jäi Narvik kontsessioonienergia müügiga 2,3 miljoni Norra krooni suurusesse kahjumisse.
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.
Norra ametiasutuste väitel on 50,5 aasta pikkuse lepingu jaoks sobivaks turu võrdlushinnaks jõujaama müügihind ja et pärast asjaomaste erinevuste korrigeerimist on NEASi saadud müügihind samal ajal müüdud jõujaamade müügihindadega sarnane.
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’).
Norra ametiasutused saavad hinnaandmeid 2000. aasta jõujaamade müügitehingute kohta Pareto poolt 2000. aasta elektrituru kohta tehtud nn. reaalaja ülevaatest (edaspidi „Pareto aruanne”).
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.
Ülevaatest selgub, et 2000. aastal müüdud jõujaamade müügihinnad jäid vahemikku 1,64-1,77 Norra krooni aastase tootmisvõimsuse kilovatt-tunni kohta.
Narvik’s sale of entitlement to concession power equals approximately NOK 1,00 per KWh of annual production capacity.
Narviki kontsessioonienergiaõiguse müügihind võrdub umbes 1,00 norra krooniga aastase tootmisvõimsuse kilovatt-tunni kohta.
According to the Norwegian authorities, the difference between these figures can be explained by the following factors.
Norra ametiasutuste väitel on erinevus selgitatav järgmiselt.
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).
Esiteks olid 2000. aastal hiljuti rajatud jõujaama tüüpilised tegevuskulud, sh pidev taasinvesteering (amortisatsioonita) umbes 0,05 Norra krooni kilovatt-tunni kohta aastas (sellele lisanduvad toitekulud).
NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
NEASi eeldatavad maksekohustused olid kaht liiki;
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.
Seega 2000. aasta stsenaariumi kohaselt teeniks jõujaama omanik kilovatt-tunni pealt 0,07 Norra krooni puhaskasumit, võrreldes 0,02 Norra krooniga kontsessioonienergia kilovatt-tunni pealt.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
Lepingu sõlmimise ajal oli hinnanguline hind 2010. aastal 0,20 Norra krooni kilovatt-tunni eest.
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.
Seega 2010. aasta stsenaariumi kohaselt teeniks jõujaama omanik kilovatt-tunni pealt 0,15 Norra krooni puhaskasumit, võrreldes 0,10 Norra krooniga kontsessioonienergia kilovatt-tunni eest.
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).
Teiseks väidavad Norra ametiasutused, et Pareto ülevaates kasutatud viie jõujaama müügihindasid tuleb umbes 10-15 % alandada, kui rakendada 4 %-list kapitaliseerimismäära, et tasandada erinevus lõpmatu aja vältel kapitaliseerimise vahel (kapitaliseerimisfaktor 25) ja 50 aasta vältel kapitaliseerimise vahel (kapitaliseerimisfaktor 21,48).
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.
Norra ametiasutused lisavad veel, et NPV arvutusi mõjutavad kõige enam lepingu esimesed aastad ja et omandiõigusega kaasnevad taasinvesteerimiskulud tekivad üldiselt hiljem ega vähenda seega oluliselt NPV arvutuste tulemust.
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.
Seda arvesse võttes väidavad Norra ametiasutused, et jõujaamade müük hinnaga umbes 1,64-1,77 Norra krooni aastase toodanguvõimsuse kilovatt-tunni pealt ja jõujaamade rentimine (maksmine 50,5-aastase õiguse eest elektrienergiale) hinnaga umbes 1,00 Norra krooni kontsessioonienergia kilovatt-tunni kohta on võrreldavad.
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.
Niisiis väidavad Norra ametiasutused, et eelpool toodud asjaolusid arvestav võrdlus näitab, et hind, mida NEAS maksis kontsessioonienergia eest, on võrreldav samal ajal müüdud jõujaamade hinnaga, ja lisavad, et hinnataseme kohta tehtud järeldust toetavad DT aruanne ja mõlemad DS aruanded, mis valmisid enne 50,5-aastase kontsessioonienergialepingu sõlmimist.
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.
Viidates järelevalveameti riigiabi suunistele ametiasutuste korraldatavas maa ja hoonete müügis sisalduvate riigiabi elementide kohta (edaspidi „suunised”), [16] väidavad Norra ametiasutused, et konkurentsile avatud ja tingimusteta pakkumismenetlus on vaid üks järelevalveameti poolt tunnustatud meetod riigi vara turuhinna määramiseks.
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.
Norra ametiasutused rõhutavad, et suunistega kinnitab järelevalveamet ka seda, et ilma riigiabita turuhinna saab kindlaks määrata sõltumatu eksperthinnanguga.
The Norwegian authorities note that the DT and the two DS reports were delivered before the 50,5 year contract was concluded.
Norra ametiasutused märgivad, et DT ja mõlemad DS aruanded valmisid enne 50,5 aasta pikkuse lepingu sõlmimist.
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.
Teine DS aruanne määras müüdava vara väärtuse kindlaks „otsese turu-uuringu” põhjal, mis Norra ametiasutuste väitel päädis turundusuuringuga, mis sarnaneb pakkumismenetluse uuringule.
The Norwegian authorities also note that the final price was within the upper level of the three valuations.
Lisaks märgivad Norra ametiasutused, et lõpphind ei ületanud kolme hinnangu ülempiiri.
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.
Lisaks väidavad Norra ametiasutused, et hinnakohandamise sätte ärajätmine oli kohane, kuna ostuhind maksti ühekordse maksena, mitte regulaarsete maksetena.
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.
Norra ametiasutused väidavad, et kuna müügihind maksti tehingu sõlmimisel – osaliselt rahas ja osaliselt mitterahaliste vahenditena – nagu jõujaama müügitehingu puhul, oleks „ebaloomulik ja väga ebatavaline” lisada lepingusse hinnakohandamise mehhanism.