natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Moving from revenue to costs, the comparison presented by the Norwegian authorities refers to a scenario where there is a difference in cash outflows per KWh between a permanent sale and the sale of concession power of NOK 0,05 due to an expected concession price of approximately NOK 0,10 and an operating cost including reinvestment of approximately NOK 0,05.
Kui vaadelda tulude asemel kulusid, siis viitab Norra ametiasutuste esitatud võrdlus stsenaariumile, kus on erinevad väljuvad rahavood KWh kohta, kui võrrelda müüki ja kontsessioonienergia müüki 0,05 Norra krooni eest, sest eeldatav kontsessioonihind on ligikaudu 0,10 Norra krooni ning tegevuskulud hõlmavad reinvesteeringuid ligikaudu 0,05 Norra krooni eest.
As regards the ministry price for concession power, the consultants who advised Narvik and NEAS expected the prices to remain relatively constant in real terms meaning that neither significant efficiency gains nor great volatility in the cost base was expected.
Seoses ministeeriumihinna põhise kontsessioonienergiaga eeldasid Narviki ja NEASi nõustajad, et hindade tegelik väärtus püsib suhteliselt ühtlasena, seega ei oodatud tähelepanuväärset tõhusust ega ka kulubaasi ulatuslikku kõikumist.
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
Põhimõtteliselt eeldati, et kontsessioonienergia ministeeriumihind tõuseb inflatsiooni ajal [33].
Based on the available information, the Authority is of the opinion that the same assumptions would have been made by a prudent investor and therefore assumes that there would be no major changes to the cost price concession power price in the further analysis.
Järelevalveamet järeldab olemasoleva teabe põhjal, et mõistlik investor oleks eeldanud sama, ning leiab seega, et kontsessioonienergia omahind ei oleks edasise analüüsi käigus väga muutunud.
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Need kulud moodustavad kontsessioonienergia väärtuse arvutamisel vastavad raha väljavood [34]).
As there are a number of variables that can affect the level of cash outlays over time, the NOK 0,05 figure combining operating and reinvestment cost needs to be assessed based on its various components.
Kuna on mitmeid muutujaid, mis võivad mõjutada sularahakulusid aja jooksul, tuleb 0,05 Norra krooni suurust summat, millesse on hõlmatud tegevus- ja reinvesteerimiskulud, hinnata selle eri elementide alusel.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
On selge, et elektrijaamal on teatud üldiste tegevus- ja hoolduskulude tase.
It is assumed that the operating and maintenance costs of a hydropower plant generally is relatively low and constant in the range NOK 0,02-0,05 per KWh [35].
Eeldatavalt on hüdroelektrijaama tegevus- ja hoolduskulud suhteliselt madalad ja püsivad vahemikus 0,02–0,05 Norra krooni KWh kohta [35].
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
Seda toetavad ka ministeeriumihinna määramiseks kasutatud kuluandmed.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
2000. aastal oli selle mudeli järgi hüvitis tegevus- ja hoolduskulude jaoks 0,267 Norra krooni KWh kohta.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
Nüüdispuhasväärtuse arvutamiseks on olulised ka teised rahavood.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
Ministeeriumihinna arvutamisel kompenseeriti 2000. aastal makse 0,021 Norra krooni ulatuses.
The actual tax levied on a given power plant would of course depend on the profits but given that the ministry price is intended to be representative for the average cost of typical power plants in Norway, it appears reasonable to assume a tax cost of approximately NOK 0,02 per KWh.
Asjaomase elektrijaama tegelik maksukoormus sõltub loomulikult kasumist, kuid arvestades, et ministeeriumihind peaks näitama tavalise elektrijaama keskmist kulu Norras, näib mõistlik kehtestada maksukulu ligikaudu 0,02 Norra krooni KWh kohta.
The final part of the cash outflows in the NPV is the reinvestment costs which depend crucially on the timing and level of reinvestments needs of the power plant.
Nüüdispuhasväärtuse arvutamisel moodustavad rahavoogude viimase osa reinvesteerimiskulud, mis sõltuvad palju ajastusest ja elektrijaama reinvesteerimise vajadusest.
The Authority understands that, for accounting purposes, the economic lifetime of a hydropower plant is 40 years [36], however the actual lifetime may be longer.
Järelevalveamet mõistab, et arvestuste tegemist silmas pidades on hüdroelektrijaama majanduslik eluiga 40 aastat, [36] kuid tegelik kasutusaeg võib olla pikem.
The level of reinvestment is in many cases substantial, and therefore the timing of the cash outlay, as also argued by the Norwegian authorities, is of great importance to the NPV calculations.
Reinvesteerimise tase on mitmel puhul märkimisväärne ning seetõttu on rahavoogude ajastamine nüüdispuhasväärtuse arvutamiseks väga oluline, mida väitsid ka Norra ametiasutused.
If the reinvestment occurs early in the calculation period, the reduction in NPV is significantly larger than if the reinvestment takes place later in the calculation period.
Kui reinvesteeritakse arvestusperioodi alguses, väheneb nüüdispuhasväärtus oluliselt, võrreldes reinvesteerimisega arvestusperioodi hilisemas osas.
However, the Norwegian authorities have not provided the Authority with information on the reinvestment needs of the hydro power plants sold in 1999 and 2000 that they use as a basis for their comparison.
Norra ametiasutused ei ole siiski edastanud järelevalveametile teavet 1999. ja 2000. aastal müüdud ning võrdluse aluseks võetud hüdroelektrijaamade reinvesteerimisvajaduse kohta.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Järelevalveamet märgib, et elektrijaamade vanuse ning teabe tundlikkuse tõttu ei ole see tõenäoliselt hõlpsasti kättesaadav.
When adjusting the prices for the hydro power plants in question for the two differences mentioned above, the time period and the cost base, the Norwegian authorities argue that the price range of NOK 1,66 and 1,74 per KWh is comparable to the price obtained on the concession power of approximately NOK 1,00 per KWh [37].
Asjaomaste hüdroelektrijaamade hindade korrigeerimisel kahe ülalmainitud erinevuse, ajavahemiku ja kulubaasi järgi, võib Norra ametiasutuste väitel hinnavahemikku 1,66 ja 1,74 Norra krooni KWh kohta võrrelda hinnaga, mis saadi kontsessioonienergia eest ning mis oli ligikaudu 1,00 Norra krooni KWh kohta [37].
As explained above, the information available to the Authority indicates that the average transaction value for 1999 and 2000 was somewhat higher than this range (approximately NOK 1,85).
Järelevalveametile kättesaadav teave näitab, et keskmine tehinguväärtus 1999. ja 2000. aastal oli sellest vahemikust mõnevõrra kõrgem (ligikaudu 1,85 Norra krooni).
Therefore, the Authority will compare a price range of NOK 1,70 to NOK 1,80 per KWh with the price of NOK 1,00 obtained by Narvik.
Järelevalveamet võrdleb hinnavahemikku 1,70–1,80 Norra krooni KWh kohta Narvikilt saadud 1,00 Norra krooni suuruse hinnaga.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Kõigepealt korrigeeritakse müügi hindasid nii, et need oleksid võrreldavad 50,5 aastaks sõlmitava lepinguga.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Järelevalveamet kasutas 6 % kapitaliseerimismäära, millega vähendatakse müügi hindasid ligikaudu 5,5 %.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
Elektrijaamade müügist saadud võrreldav hinnavahemik on seega 1,61–1,70 Norra krooni.
The difference in net cash flows of NOK 0,61-0,70 per KWh between concession power prices and the operating cost of a power plant would have to explain the difference in order to satisfy the market investor test and exclude aid.
0,61–0,70 Norra krooni suurune erinevus netorahavoogudes KWh kohta kontsessioonienergia hindade ja elektrijaama tegevuskulude vahel peaks seda erinevust selgitama, et olla vastavuses turumajandusliku investeerimise põhimõttega ja välistada abi.
Total operating cost are as mentioned above estimated to be in the range NOK 0,02 to 0,05 per KWh plus estimate NOK 0,02 per KWh in taxes, which equals NOK 0,04-0,07 per KWh.
Tegevuse kogukulud on hinnanguliselt vahemikus 0,02–0,05 Norra krooni KWh kohta, pluss hinnanguline 0,02 Norra krooni KWh kohta maksudes, mis võrdub 0,04–0,07 Norra krooniga KWh kohta.
In addition, reinvestments have to be taken into account, the financial effect of which depends on timing and size and are therefore difficult to quantify.
Lisaks tuleb arvesse võtta reinvesteerimist, mille finantsmõju sõltub ajastusest ja investeeringu suurusest ning mida on seega keeruline määrata.
Taking this into account, the Authority has carried out a sensitivity analysis on the sale of the 128 GWh [38] of concession power over the 50,5 year period.
Seda arvesse võttes viis järelevalveamet läbi tundlikkusanalüüsi 128GWh [38] kontsessioonienergia müügi kohta 50,5 aasta pikkuse perioodi jooksul.
The Authority has tested various combinations of costs and discount rates with nominal after tax discount rates ranging from 5,5 % to 7,5 % and total operating costs between NOK 0,05 and 0,09 per KWh, as demonstrated in the table below.
Järelevalveamet on vaadelnud erinevaid kulude ja diskontomäärade kombinatsioone, mille nominaalne tulumaksujärgne diskontomäär on vahemikus 5,5 %–7,5 % ning tegevuse kogukulu 0,05 ja 0,09 Norra krooni KWh kohta. See on esitatud alljärgnevas tabelis.
Sensitivity
tundlikkus-
analysis
analüüs
Discount rate
diskontomäär
Operating cost
tegevuskulu
The results are below the NOK 0,61 to NOK 0,70 range in the case where the operating costs are NOK 0,09 at any discount rate in the 5,5 % - 7,5 % range or in the case where both the operating costs are NOK 0,08 and the discount rate is 7,5 % or higher.
Kui tegevuskulud on alla 0,09 Norra krooni 5,5 %–7,5 % diskontomäära korral või kui mõlemad tegevuskulud on 0,08 Norra krooni ja diskontomäär on 7,5 % või kõrgem, siis on tulemused alla 0,61–0,70 Norra krooni.
In these scenarios the difference between the concession power price and the operating cost is so small that when the NPV of the difference is calculated, it does not explain the difference in the higher prices obtained in the permanent hydro power plant sales.
Nende stsenaariumite korral on erinevus kontsessioonienergia hinna ja tegevuskulu vahel nii väike, et isegi kui arvutatakse nüüdispuhasväärtuse erinevus, ei selgita see hüdroelektrijaamade müügist saadud kõrgemate hindade erinevust.
However, this is the case only in situations where the operating cost, when reinvestment costs are included, are 60 to 80 % higher than the cost estimates put forward by the Norwegian authorities.
See kehtib vaid olukordades, kus tegevuskulu, kui sinna sisse on arvestatud ka reinvesteerimine, on 60 %–80 % kõrgem kui Norra ametiasutuste pakutud kuluhinnangud.
Conclusion and summary
Järeldused ja kokkuvõte
The Authority has assessed the question of whether Narvik’s agreement with NEAS conferred an advantage on the latter on the basis of the information provided by the Norwegian authorities.
Järelevalveamet hindas Norra ametiasutuste antud teabe alusel, kas Narviki kokkulepe NEASiga andis viimasele eelise.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
Järelevalveameti arvates on neljal eksperthinnangul piiratud väärtus.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
Elektrihindade prognoosimine kaugemaks tulevikuks on seotud mitmete raskustega.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
Pikaajalised elektrilepingud, milles puuduvad klauslid hindade korrigeerimise kohta, ei ole tavalised.
Moreover, it is not obvious that the sale of power plants as such can be compared with a sale of concession power since a permanent sale is a final decision for which the risk concerning the infinite or future value must be assessed.
Kindel ei ole ka see, et elektrijaamade müüki võiks võrrelda kontsessioonienergia müügiga, sest müük on lõplik otsus, mille puhul tuleb hinnata riski, mis on seotud määratlemata või tulevikuväärtusega.
This is not the case of concession power sale where the optimal length of the contract in terms of risk and value might be different.
See ei ole nii aga kontsessioonienergia müügi korral, kus lepingu optimaalne pikkus võib riski ja väärtust arvesse võttes erineda.
However, the Authority has taken note of the particular circumstances of the case including the fact that Narvik suffered losses on the sale of concession power just before the 50,5 year contract with NEAS was concluded, coupled with the fact that the municipality needed access to liquidity in order to both repay its debt as well as making the planned investment in NEAS.
Järelevalveamet pööras tähelepanu juhtumi erilistele asjaoludele, ka sellele, et Narvik kandis kontsessioonienergia müügil kahju, enne kui NEASiga sõlmiti 50,5 aastase kestusega leping. Lisaks tuleb arvesse võtta tõsiasja, et omavalitsus vajas juurdepääsu likviidsusele, et maksta tagasi võlga ja teha kavandatud investeering NEASi.
It is in the light of these particular circumstances that the Authority accepts the argument that the transaction at issue, despite its very long duration and the uncertainty about future power prices, may be compared with hydro power plant sales that took place in 1999 and 2000. The Authority thus, in this particular case, accepts that the prices for the hydro power plants sold represent an adequate proxy for the market price in the long term sale of concession power entitlements at issue.
Arvestades neid erilisi asjaolusid, nõustub järelevalveamet väitega, et kõnealune tehing, hoolimata selle pikast kestusest ning ebakindlusest edasiste elektrihindade suhtes, on võrreldav 1999. ja 2000. aastal toimunud hüdroelektrijaamade müügiga Järelevalveamet nõustub seega, et hinnad, mille eest hüdroelektrijaamad müüdi, on pikaajalise kontsessioonienergia õiguste müügil turuhinnaga võrreldes asjakohased.
Based on the evidence made available to the Authority by the Norwegian authorities, and the explanations about the relevant differences, it appears that Narvik obtained a price comparable to the power plant sales of 1999 and 2000.
Järelevalveametile Norra ametiasutustelt antud tõendite ning vastavate erinevuste selgituste põhjal selgub, et Narvik määras hinna, mis on võrreldav 1999. ja 2000. aasta elektrijaamade müügihinnaga.
On the basis of those elements the Authority has, on balance, come to the conclusion that Narvik, when it concluded the contract with NEAS for the sale of its entitlement to concession power acted within its discretion as a market economy investor.
Selle põhjal leidis järelevalveamet, et Narvik tegutses NEASiga kontsessioonienergia õiguse müügilepingut sõlmides turumajandusliku investeerimise põhimõtteid järgides.
The contract therefore cannot be considered to confer an advantage on NEAS and consequently, it does not involve state aid within the meaning of Article 61 of the EEA Agreement.
Leping ei too seega NEASile kaasa eelist ega hõlma riigiabi EMP lepingu artikli 61 tähenduses,
The sale of Narvik municipality’s entitlement to concession power to Narvik Energi AS does not involve state aid within the meaning of Article 61 of the EEA Agreement.
Narviki omavalitsuse kontsessioonienergia saamise õiguse müük ettevõtjale Narvik Energy AS ei kujuta endast riigiabi EMP lepingu artikli 61 tähenduses.
Only the English language version of this decision is authentic.
Ainult otsuse ingliskeelne versioon on autentne.
Published in OJ C 121, 26.4.2012, p. 25 and EEA Supplement No 23 26.4.2012 p. 1.
Avaldatud Euroopa Liidu Teatajas C 121, 26.4.2012, lk 25, ja selle EMP kaasandes nr 23, 26.4.2012, lk 1
Event No 504391.
Sündmus nr 504391
Event No 519710.
Sündmus nr 519710
Events No 532247-532256.
Sündmused nr 532247–532256
Event No 626050.
Sündmus nr 626050
Event No 635920.
Sündmus nr 635920
Event No 639486.
Sündmus nr 639486
Events No 655297-655305.
Sündmused nr 655297–655305
(industrikonsesjonsloven) (‘the Industrial Licensing Act’).
(industrikonsesjonsloven) (tööstusettevõtete litsentsimise seadus).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (‘the Waterfalls Regulation Act’).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (koskede kasutamise reguleerimise seadus).
Section 2(12)(1) of the Industrial Licensing Act.
Tööstusettevõtete litsentsimise seaduse 2. jao lõike 12 punkt 1.
Industrial Licensing Act Section 2(12)(7).
Tööstusettevõtete litsentsimise seadus 2. jao lõike 12 punkt 7.
It appears that the DS1, DS2 and DT reports covers the ministry price concession power produced by Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann and Norddalen.
Selgub, et DS1, DS2 ja DT aruanded hõlmavad Taraldsvikis, Sildvikis, Skjomenis, Båtsvannis ja Norddalenis toodetud ministeeriumihinnaga kontsessioonienergiat.
Although the DS2 report does not explicitly state the amount of concession power assessed, there is nothing to indicate that it does not cover the same volume as the DS1 report.
Kuigi DS2 aruandes ei tooda eraldi välja aruandes vaadeldud kontsessioonienergia mahtu, ei viita miski sellele, et hinnatud maht erineks DS1 aruandes hinnatud kontsessioonienergia mahust.
The AA report covers the production of the same plants with the exception of Taraldsvik.
AA aruanne hõlmab samade jaamade energiatoodangut, v.a Taraldsvik.
With a base case value of NOK 87,7 million.
Baasväärtusega 87,7 miljonit Norra krooni.
OJ L 137, 8.6.2000, p. 28.
EÜT L 137, 8.6.2000, lk 28.
1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (‘Limited Liability Company Act’).
1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (piiratud vastutusega äriühingute seadus).
Case C-39/94 SFEI v La Poste [1996] ECR I-3547, paragraph 60.
Kohtuasi C-39/94, SFEI vs. La Poste, EKL 1996, lk I-3547, punkt 60.
The market economy investor principle is described in more depth in the Authority’s guidelines on the application of state aid provisions to public enterprises in the manufacturing sector (OJ L 274, 26.10.2000, p. 29).
Turumajandusliku investeerimise põhimõtet on selgitatud põhjalikumalt järelevalveameti suunistes riigiabi eeskirjade kohaldamise kohta riigi osalusega ettevõtete suhtes tootmissektoris (EÜT L 274, 26.10.2000, lk 29).
Compare the Authority’s Guidelines on the application of the state aid rules to compensation granted for the provision of services of general economic interest (not yet published in the OJ, available on the Authority’s website: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), paragraph 68.
Võrdle järelevalveameti suuniseid riigiabi eeskirjade kohaldamise kohta üldist majandushuvi pakkuvate teenuste osutamise eest makstava hüvitise korral (ELTs seni avaldamata, kuid on kättesaadav järelevalveameti veebilehel: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), punkt 68.
The NOK 120 million purchase price agreed on for the 116,3 GWh of ministry price concession power is identical to the mean value of the estimated NPV ranges presented in the DT report (NOK 110-130 million) as well as the DS2 report (NOK 100-140 million).
120 miljoni Norra krooni suurune ostuhind, mis lepiti kokku 116,3 GWh ministeeriumihinna põhise kontsessioonienergia eest on sama, mis DT (110–130 miljonit Norra krooni) ja DS2 aruandes (100–140 miljonit Norra krooni) esitatud hinnangulise nüüdispuhasväärtuse vahemike keskväärtus.
Furthermore, the price is above the mean value of the range indicated in the DS1 report (NOK 80-145 million) and the price exceeds the range indicated in the AA report (NOK 71,4-117,4 million for 115,3 GWh of ministry price concession power).
Hind on isegi kõrgem kui DS1 aruandes esitatud keskmiste väärtuste vahemik (80–145 miljonit Norra krooni) ning ületab ka AA aruandes esitatud vahemiku (71,4–117,4 miljonit Norra krooni 115,3 GWh kohta ministeeriumihinna põhise kontsessioonienergia eest).
An independent expert evaluation meeting the relevant criteria of the SOL, cannot always be held to be a true expression of the market price of a property or a building, See the Authority’s Decision No 157/12/COL on the sale of land gnr 271/8 by Oppdal municipality (OJ L 350, 9.5.2012, p. 109), section II.6.2.
Asjaomastel suuniste kriteeriumidel põhineva sõltumatu eksperthinnanguga määratud hinda ei saa alati pidada vara või ehitise tegelikuks turuhinnaks. Vt järelevalveameti otsus nr 157/12/COL, maaüksuse nr 271/8 müügi kohta Oppdali omavalitsuse poolt (ELT L 350, 9.5.2012, lk 109), II jagu, punkt 6.2.
Furthermore, the Authority notes that the four reports do not assess the value of the 11,3 GWh of cost price concession power.
Peale selle märgib järelevalveamet, et need neli aruannet ei hinnanud 11,3 GWh kontsessioonienergia omahinda.
Nor has the Authority been provided with an independent expert valuation assessing the value of this concession power.
Samuti ei ole järelevalveametile edastatud sõltumatut eksperthinnangut, mis hindab kontsessioonienergia väärtust.
The Norwegian authorities have merely explained that the price of NOK 6 million for this concession power was concluded through negotiations between Narvik and NEAS.
Norra ametiasutused selgitasid üksnes, et kontsessioonienergia 6 miljoni Norra krooni suurune hind määrati kindlaks Narviki ja NEASi vaheliste läbirääkimiste teel.
These circumstances do not make it possible for the Authority to assess the sale of the 11,3 GWh of cost price concession power according to the principles of the SOL.
Sellistes tingimustes ei ole järelevalveametil võimalik hinnata 11,3 GWh kontsessioonienergia müümist omahinnaga suuniste põhimõtete alusel.
In addition, AA does not take into account the value of the Taraldsvik (1 GWh) power production.
Lisaks sellele, ei võeta AA aruandes arvesse Taraldsviki (1GWh) energiatoodangu väärtust.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 65-69.
Liidetud kohtuasjad T-80/06 ja T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt vs. Euroopa Komisjon [veel avaldamata], punktid 65–69.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 68-69.
Liidetud kohtuasjad T-80/06 ja T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt vs. Euroopa Komisjon [veel avaldamata], punktid 68–69.
See Commission Decision in Case C 41/05 State aid awarded by Hungary through Power Purchase Contracts (OJ L 225, 27.8.2009, p. 53), paragraph 200.
Vt komisjoni otsus juhtumi C41/05 (Riigiabi, mida Ungari andis elektrienergia ostulepingute kaudu) kohta (ELT L 225, 27.8.2009, lk 53), põhjendus 200.
Given a 4 % capitalization rate, the actual reduction in value would be approximately 14 %.
Kui kapitaliseerimismäär on 4 %, väheneks väärtus tegelikult ligikaudu 14 %.
Nominal value refers to an economic value expressed in units of a currency in a given year.
Nimiväärtus on majanduslik väärtus, mida väljendatakse valuuta ühikutes asjaomasel aastal.
By contrast, real value adjusts nominal value to remove effects of general price level price changes (inflation) over time.
Tegelik väärtus aga korrigeerib nimiväärtust ning kaotab seeläbi aja jooksul üldise hinnataseme muutuste (inflatsiooni) mõju.
NVE Handbook No 1 of 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, available at the following url:
Norra veevarude ja energeetika direktoraadi aruanne nr 1, 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, on kättesaadav järgmisel veebilehel:
Figure taken from the following book:
Näitaja pärineb järgmisest raamatust: Thor Falkanger ja Kjell Haagensen:
Thor Falkanger and Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, page 349.
Vassdrags- og energirett 2002, lk 349.
See the AA report and the numerous reports referred to therein.
Vt AA aruanne ja selles viidatud teised aruanded.
2009, available at the following url:
2009, saadaval järgmisel veebiaadressil:
See the DT report, section 4.3.1.
Vt DT aruanne, jagu 4.3.1.