natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Kunta oli sen vuoksi päättänyt myydä oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön pidemmäksi aikaa ja pyrki samalla noudattamaan strategiaansa maksimoida käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä saatava tuotto.
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.
Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että valvontaviranomaisen olisi voitava sulkea edun olemassaolo pois soveltamalla suuntaviivojen periaatteita käsiteltävänä olevaan asiaan.
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.
Valvontaviranomainen toteaa, että vaikka suuntaviivoja ei sovelleta kauppoihin, joiden kohteena on oikeus ostaa käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä, suuntaviivoissa vahvistetaan kaksi menetelmää, joilla viranomaiset yleensä voivat saada markkinahinnan julkisessa omistuksessa olevien maa-alueiden ja rakennusten myynnistä ja näin ollen varmistaa, että myyntiin ei sisälly valtiontukea.
The first method to exclude an aid element is the sale through an unconditional bidding procedure.
Ensimmäinen menetelmä tuen poissulkemiseksi on myynti tarjouskilpailulla, jolle ei aseteta ehtoja.
The second, the sale at a price established by an independent expert evaluation made in accordance with generally accepted valuation standards.
Toinen menetelmä on myynti hintaan, joka on esitetty riippumattomassa asiantuntija-arviossa, joka on tehty yleisesti hyväksyttyjen arviointinormien mukaisesti.
The Authority notes that the sale of an asset through an unconditional bidding procedure normally will exclude the presence of an advantage.
Valvontaviranomainen toteaa, että omaisuuserän myynti tarjouskilpailulla, jolle ei aseteta ehtoja, sulkee yleensä tuen pois.
At the least in genuinely open procedures where there is more than one bidder [20].
Näin on ainakin aidosti avoimissa tarjouskilpailuissa, joissa on enemmän kuin yksi tarjoaja [20].
Narvik’s entitlement to concession power was however, not sold through an unconditional bidding process.
Narvikin oikeutta käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön ei kuitenkaan myyty tarjouskilpailulla, jolle ei aseta ehtoja.
On the other hand, Narvik and NEAS each commissioned two assessments from external advisors, as described in paragraphs (26) to (29) above.
Toisaalta Narvik ja NEAS tilasivat kumpikin kaksi arviointia ulkopuolisilta neuvonantajilta, kuten edellä 26–29 kappaleessa kuvaillaan.
However, neither the DS1, the DS2 nor the AA reports thoroughly clarify what method is used to determine the value assessments.
, DS2- tai AA-raporteissa ei kuitenkaan selitetä perusteellisesti, mitä menetelmää käytetään arvon määrittämisessä.
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.
Ilman lisäselvityksiä valvontaviranomainen ei voi arvioida, onko markkina-arvo arvioitu yleisesti hyväksyttyjen markkinoiden tunnuslukujen ja arviointinormien mukaisesti.
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.
Sen vuoksi valvontaviranomainen katsoo, että DS1-, DS2- ja AA-raporteilla on vain vähän merkitystä arvioitaessa sitä, minkä arvoinen oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on.
On the other hand, the DT report does provide a detailed explanation of its assessments.
Sen sijaan DT:n raportissa annetaan yksityiskohtainen selvitys arvioinnista.
Consequently its results can be tested and verified.
Näin ollen sen tulokset on mahdollista testata ja todentaa.
The Authority therefore finds that the DT report is the most credible report.
Sen vuoksi valvontaviranomainen katsoo, että DT:n raportti on raporteista luotettavin.
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.
Kaikkien neljän raportin tulokset ovat yhdenmukaiset [21], mikä valvontaviranomaisen mielestä vahvistaa DT:n raportin tulokset ja todennäköisesti myös kolmen muun raportin tulokset.
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].
Valvontaviranomainen toteaa, että vaikka riippumattoman arvioijan määrittämän hinnan voidaan yleensä katsoa sulkevan pois edun, kun on kyse helposti arvioitavien, lukuisten liiketoimien kohteena aikaisemmin olleiden maa-alueiden tai rakennusten myynnistä, näin ei välttämättä ole siinä tapauksessa, kun on kyse maa-alueista ja rakennuksista, joilla on ainutlaatuisempia piirteitä, tai kun kauppaan liittyvät olosuhteet herättävät epäilyjä siitä, vastaako asiantuntija-arvio kiinteistön todellista markkina-arvoa [22].
As explained in the following, fixed price power supply contracts of a duration exceeding 6 years are unusual and not commonly observed.
Kuten jäljempänä selitetään, kiinteähintaiset sähköntoimitussopimukset, joiden kesto ylittää 6 vuotta, ovat poikkeuksellisia eikä niitä ole paljon.
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].
Koska ei ole olemassa markkinoita, joihin hintoja voitaisiin verrata, ja koska sähkönhinnat vaihtelevat, asiantuntija-arvio ei sovellu hyvin kiinteähintaisen 50,5 vuoden pituisen sähkösopimuksen markkina-arvon määrittämiseen [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.
Joka tapauksessa valvontaviranomainen muistuttaa, että arvioitaessa sitä, sisältyykö viranomaisen tekemään sähkösopimukseen yritystä suosivaa etua, sovellettava testi on markkinataloussijoittajatesti eivätkä suuntaviivat, jotka koskevat julkisten maa-alueiden ja rakennusten myyntiä.
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].
Itse asiassa yleinen tuomioistuin hyväksyi asiassa Budapesti Erőmű Zrt v. komissio Euroopan komission lähestymistavan Unkarin viranomaisten tekemiin pitkäaikaisiin sähkösopimuksiin ja vahvisti, että yleistä markkinataloussijoittajaperiaatetta sovelletaan pitkäaikaisiin sähkösopimuksiin [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].
Kyseisessä asiassa komissio määritti Euroopan sähkömarkkinoiden kaupallisten toimijoiden tärkeimmät käytännöt, jotka olivat merkityksellisiä sen analyysin kannalta, ja arvioi, olivatko tarkasteltavana olevat sopimukset kyseisten käytäntöjen mukaisia vai oliko sopimukset tehty ehdoin, joita puhtaasti kaupallisin perustein toimiva toimija ei olisi hyväksynyt [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].
Komissio totesi, että pitkäaikaiset sähkösopimukset, joiden kesto on yli kuusi vuotta, ovat harvinaisia Euroopan markkinoilla [26].
The information available to the Authority confirms this finding.
Valvontaviranomaisen saatavilla olevat tiedot vahvistavat tämän.
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.
Näin ollen on vain harvoja pitkäaikaisia sähkösopimuksia, jos niitä yleensä on ollenkaan, joihin voitaisiin verrata 50,5 vuoden päähän tulevaisuudessa myytävän sähkön hintaa.
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
Voimalaitosten potentiaalisten ostajien ja myyjien on kuitenkin tehtävä pitkän aikavälin arviot tulevista sähkön hinnoista.
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.
Tämän perusteella Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että kauppaa, jolla Narvik myi oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön, olisi verrattava vesivoimalaitoksen myyntiin.
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.
Tämän väitteen tueksi Norjan viranomaiset ovat toimittaneet valvontaviranomaiselle Pareton tekemän katsauksen, jossa tarkastellaan viittä Norjassa vuonna 2000 myytyä vesivoimalaitosta.
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.
Norjan viranomaiset väittävät, että niin vesivoimalaitoksen myynnissä kuin myös kaupassa, jolla Narvik myi oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön, myyntihinnat vastaavat tuotantomäärän odotetun kassavirran nettonykyarvoa.
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.
Näin ollen, kuten Narvik ja NEAS tekivät tarkasteltavana olevassa asiassa, minkä tahansa vesivoimalaitoksen ostajan tai myyjän on arvioitava voimalaitoksen arvo odotettavissa olevien tuotantotulojen perusteella, joista on vähennetty odotetut kustannukset diskontattuna sovellettavalla diskonttokorolla niin kauan kuin uusi omistaja voi hyödyntää kyseessä olevaa vesivoimaa.
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.
Norjan viranomaiset väittävät, että Pareton katsauksessa mainittujen viiden vesivoimalaitoksen hinnat ovat tiettyjen merkityksellisten seikkojen osalta korjattuina verrattavissa hintaan, jolla Narvikin oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön myytiin.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
Tässä yhteydessä valvontaviranomainen ottaa huomioon Norjan viranomaisten mainitsemat korjaustekijät, kuten edellä I jakson 11 luvussa selitetään.
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
Viiden vesivoimalaitoksen myyntihinnat olivat 1,66–1,74 Norjan kruunua tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohden.
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.
Pysyvä omaisuuserän myynti nostaa sen nykyarvoa verrattuna käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 50,5 vuoden pituisen osto-oikeuden myyntiin, koska omaisuuserän kassavirran oletetaan olevan positiivinen 50,5 vuoden jälkeenkin.
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].
Norjan viranomaiset ovat olettaneet pääomituskertoimen olevan 4 prosenttia, mikä johtaa kauppahinnan alentamiseen noin 10–15 prosenttia, jotta voitaisiin verrata pysyvää myyntiä ajallisesti rajattuun käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myyntiin [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.
Toinen ero pysyvän myynnin ja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 50,5 vuoden pituisen osto-oikeuden myynnin välillä koskee nettonykyarvomallissa käytettävää kustannusperustaa – tuotannon kokonaiskustannukset vai käyttöoikeussopimuksen mukainen hinta.
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.
Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että uudemman voimalaitoksen tyypilliset toimintakustannukset, mukaan lukien uudelleeninvestoinnit, olivat noin 0,05 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, kun taas ministeriön vahvistama hinta oli kyseisenä ajankohtana noin 0,10 Norjan kruunua kilowattituntia kohti.
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.
Jotta voitaisiin arvioida, ovatko voimalaitosten hinnat asianmukainen vertailukohde tarkasteltavana olevan käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön markkinahinnalle, on tarpeen tarkastella väitteen jokaista osatekijää tarkemmin.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
Valvontaviranomaisen arviointi perustuu Norjan viranomaisten toimittamiin tietoihin ja muihin julkisesti saatavilla oleviin tietoihin.
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
Jäljempänä esitettävässä analyysissä kaikissa laskelmissa käytetään nimellisiä lukuja [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.
Pareton katsauksessa mainittujen viiden vesivoimalaitoksen myyntihinnat olivat 1,66–1,74 Norjan kruunua tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohden.
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.
Talousalan konsulttiyrityksen Econ Pöyryn laatimassa raportissa, jossa analysoidaan voimalaitosten myyntiä vuosina 1996–2005, keskimääräinen kauppa-arvo vuonna 2000 näyttää olevan jonkin verran korkeampi, arviolta noin 1,85 Norjan kruunua.
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.
Koska Econ Pöyryn raportissa käytetään korkeampaa keskimääräistä kauppa-arvoa kuin Pareton katsauksessa, valvontaviranomainen käyttää analyysissään vaihteluväliä 1,70–1,80 Norjan kruunua.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
Toinen huomioon otettava tekijä on se, miten hintoja on mukautettava verrattaessa pysyvää myyntiä ajallisesti rajattuun myyntiin 50,5 vuodeksi.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että asianmukainen mukautus on 10–15 prosenttia, joka perustuu 4 prosentin pääomituskertoimeen.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Valvontaviranomainen katsoo, että pääomituskertoimen valinta on tiiviisti yhteydessä diskonttokoron valintaan nettonykyarvomallissa.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
DT:n raportissa käytetty nimellinen verojen jälkeinen diskonttokorko oli 6,8 prosenttia, kun taas AA:n raportissa se oli 7 prosenttia.
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
On myös huomattava, että NVE on käyttänyt 6,5 prosentin korkoa arvioidessaan uusia vesivoimalaitoshankkeita [29].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
Omakustannuslaskentamallissa käytetään 6 prosentin korkoa [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.
Valvontaviranomainen on edellä esitetyn perusteella sitä mieltä, että asianmukainen diskonttokorko ja näin ollen asianmukainen pääomituskorko verrattaessa pysyvää myyntiä ajallisesti rajattuun myyntiin on nimellismääräisesti 6–7 prosenttia verojen jälkeen.
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 %.
Tämän perusteella asianmukainen arvon mukautus pysyvän myynnin ja 50,5 vuoden ajaksi myynnin välillä ei ole Norjan viranomaisten esittämä 10–15 prosenttia vaan lähempänä 4–5 prosenttia.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Kolmas huomioon otettava tekijä on odotettavissa oleva sähkön tuleva markkinahinta.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
Kuten edellä on selitetty, tulevien sähkönhintojen ennakointi 50 vuotta eteenpäin tai sitäkin kauemmaksi tulevaisuuteen on erittäin vaikeaa.
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].
Edellä kuvailluissa arvonmääritysraporteissa, erityisesti AA:n ja DT:n raporteissa, sähkön markkinahinnan odotettiin nousevan tasaisesti noin 10–20 vuoden ajan, jonka jälkeen hintojen odotettiin pysyvän reaalimääräisesti vakaina (toisin sanoen ainoastaan inflaation mukaista nousua) [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].
Tämä osoittaa, että kyseisenä ajankohtana markkinoilla vallitsevan yleisen käsityksen mukaan tulevat sähkönhinnat pysyisivät pitkällä aikavälillä reaalimääräisesti vakaina eivätkä ne enää nousisi [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.
Valvontaviranomainen olettaa, että sama epävarmuus tulevista sähkönhinnoista koski kaikkia markkinatoimijoita, myös niitä, jotka ostivat ja myivät voimalaitoksia saman ajanjakson aikana kuin oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön myytiin.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Näin ollen ei ole mitään syytä olettaa, että eri markkinatoimijoilla on käytettävissään merkittävästi erilaiset tiedot odotetuista markkinahinnoista.
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.
Kun tulojen sijasta tarkastellaan kustannuksia, Norjan viranomaisten esittämä vertailu koskee tilannetta, jossa lähtevät rahavirrat kilowattituntia kohti pysyvän myynnin ja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnin tapauksessa eroavat toisistaan 0,05 Norjan kruunulla, sillä odotettavissa oleva käyttöoikeussopimuksen mukainen hinta on noin 0,10 Norjan kruunua ja toimintakustannukset, uudelleeninvestoinnit mukaan lukien, ovat noin 0,05 Norjan kruunua.
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.
Ministeriön vahvistaman käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan osalta Narvikin ja NEAS:n käyttämät konsultit odottivat hintojen pysyvän reaalimääräisesti suhteellisen vakaina eli odotettavissa ei ollut merkittäviä tehokkuusetuja eikä suurta epävakautta kustannuspohjassa.
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
Periaatteessa ministeriön vahvistaman käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan odotettiin nousevan inflaation mukaisesti [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.
Käytettävissä olevien tietojen perusteella valvontaviranomainen on sitä mieltä, että varovainen sijoittaja olisi tehnyt saman oletuksen. Sen vuoksi valvontaviranomainen olettaa, että omakustannushintaan myydyn käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinta ei muuttuisi merkittävästi lisäanalyysissa.
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Nämä kustannukset muodostavat merkityksellisen lähtevän rahavirran laskettaessa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön arvoa [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.
Koska markkinoilla on useita muuttujia, jotka voivat vaikuttaa käteiskulujen määrään ajan mittaan, 0,05 Norjan kruunun lukua, joka sisältää sekä toiminta- että uudelleeninvestointikustannukset, on arvioitava sen eri osien perusteella.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
Ensinnäkin on selvää, että voimalaitoksella on tietty määrä yleisiä toiminta- ja ylläpitokustannuksia.
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].
Oletuksena on, että vesivoimalaitoksen toiminta- ja ylläpitokustannukset ovat yleensä suhteellisen alhaiset ja pysyvät 0,02–0,05 Norjan kruunun välillä kilowattituntia kohti [35].
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
Tätä tukevat kustannustiedot, joita käytettiin määritettäessä ministeriön vahvistama hinta.