natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
Ensimmäisessä raportissa (DS1) Danske Securities -yhtiötä pyydettiin arvioimaan sitä, olisiko kunnan myytävä oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön markkinoilla vai siirrettävä se NEAS:lle.
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 esitti DS1-raportissa omasta aloitteestaan arvion siitä, minkä arvoinen 50 vuoden pituinen oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on.
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.
Danske Securities esitti sähkön hintojen tulevaa kehitystä koskevia oletuksiaan, mutta antoi muutoin vain vähän tietoja siitä, kuinka se oli laskenut sen arvon, joka oikeudella käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on.
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
raportissa Danske Securities pyysi odotettuja hintoja ja kustannuksia koskevia tietoja kolmelta markkinatoimijalta:
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
CBF Kraftmegling AS:ltä (”CBF”), Norwegian Energy Brokers AS:ltä (”NEB”) ja Statkraft SF:ltä (”Statskraft”).
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Näiden odotusten perusteella Danske Securities laski arvioidun markkina-arvon oikeudelle käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
CBF:n odotusten perusteella arvio oli perusskenaariossa 127 miljoonaa Norjan kruunua.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
NEB:n odotusten perusteella arvio oli perusskenaariossa 75 miljoonaa Norjan kruunua.
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.
Koska NEB ei ollut mukauttanut hinta- ja kustannusodotuksiaan inflaatioon, Danske Securities korosti, ettei se pitänyt NEB:n odotuksia uskottavina.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Statkraftin odotusten perusteella arvio oli 115–140 miljoonaa Norjan kruunua.
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.
Näiden kolmen arvion perusteella Danske Securities päätteli, että oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön olisi arvoltaan 100–140 miljoonaa Norjan kruunua.
The four reports are summarised in the following table.
Seuraavassa taulukossa esitetään yhteenveto näistä neljästä raportista.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
Jäljempänä raporteista käytetään yhdessä nimitystä ’neljä raporttia’.
Author of report
Raportin laatija
Date of report
Raportin päivä
Report commissioned by
Raportin tilaaja
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Arvioitu käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön määrä (GWh) [14]
Period (in years)
Kesto (vuosissa)
Estimated NPV (in NOK million)
Arvioitu nettonykyarvo (miljoonaa Norjan kruunua)
Internal assessments
Sisäiset arvioinnit
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
Ulkopuolisten arviointien lisäksi Narvikin kunnan hankintapäällikkö teki omia arviointeja.
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.
Ensimmäisessä arvioinnissa, joka esitettiin toimeenpanevalle komitealle lokakuussa 1999, hän päätteli kunnan kokonaisriskin olevan korkea pitkäaikaisten sopimusten (jotka määriteltiin 10–40 vuoden pituisiksi sopimuksiksi) tapauksessa.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
Toisessa arvioinnissa, jonka hankintapäällikkö esitteli neuvotteluryhmälle 16 päivänä maaliskuuta 2000, tarkasteltiin useita eri vaihtoehtoja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön käsittelemiseksi.
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).
Tähän mennessä neuvotteluryhmä oli kuitenkin kaventanut hänen toimivaltuutensa ainoastaan riskien, maksuajankohdan, veroseuraamusten ja voiton maksimoinnin arviointiin kolmessa skenaariossa (joissa kaikissa Narvik siirtää oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle 50 vuodeksi ja pienentää omistusosuuttaan NEAS:ssä).
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Tästä huolimatta hankintapäällikkö keskittyi myös toisessa arvioinnissa edelleen sopimuskauden pituuden tärkeyteen.
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)’.
Hänen arvionsa rajahyödystä, joka liittyy oikeuteen käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön ajan mittaan, oli, että ”… erittäin pitkän, esim. 50-vuotisen, sopimuksen tekeminen tuo meille myyjänä erittäin vähän lisäarvoa verrattuna lyhyempään sopimukseen (esimerkiksi 20-vuotinen sopimus, jonka arvo on 83 miljoonaa Norjan kruunua)”.
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.
Pitkäaikaisen sopimuksen eduista ja haitoista käytyjen sisäisten keskustelujen jälkeen neuvotteluryhmä esitti suosituksensa kunnanvaltuustolle. Se suositteli 50,5 vuoden pituista sopimusta, joka pienentäisi kunnan riskiä ja antaisi mahdollisuuden pitkän aikavälin suunnitteluun.
The sale of concession power
Käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynti
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
NEAS:n tavoitteena oli ollut ostaa ainoastaan 116,3 gigawattituntia ministeriön vahvistamaan hintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä.
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.
Yrityksen kanssa käytävissä neuvotteluissa Narvik kuitenkin vaati, että sen oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön ostetaan kokonaisuudessaan, ja että 11,7 gigawattitunnin suuruinen määrä omakustannushintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä yhdistetään ministeriön vahvistamaan hintaan myytyyn käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön.
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.
Toukokuussa 2000 osapuolet sopivat lopulta, että sopimus koskee käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 128 gigawattitunnin kokonaismäärää ja että NEAS maksaisi 120 miljoonaa Norjan kruunua ministeriön vahvistamaan hintaan myydystä käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä ja 6 miljoonaa Norjan kruunua omakustannushintaan myydystä käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä.
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.
Kunnanvaltuusto päätti 25 päivänä toukokuuta 2000 virallisesti, että kunnan tulisi myydä vuotuinen 128 gigawattitunnin suuruinen oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle 50,5 vuoden ajaksi 126 miljoonalla Norjan kruunulla.
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.
Narvik ja NEAS allekirjoittivat virallisesti 16 päivänä lokakuuta 2000 sopimuksen, jolla Narvik myi oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön edellä kuvatuin ehdoin.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Sopimukseen ei sisältynyt hinnantarkistusmekanismia, ja rahat oli tarkoitus maksaa etukäteen kertamaksuna.
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).
Narvik ja NEAS allekirjoittivat 29 päivänä marraskuuta 2000 lisäsopimuksen, jossa NEAS sitoutui maksamaan Narvikille käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä 60 miljoonaa Norjan kruunua käteisenä ja loput 66 miljoonaa Norjan kruunua oman pääoman ehtoisina luontoissuorituksina NEAS:ään (jonka kunta omisti kyseisenä ajankohtana kokonaan).
Sale of NEAS shares
NEAS:n osakkeiden myynti
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
Vuonna 2001 Narvik myi 49,99 prosenttia NEAS:n osakkeistaan Vesterålskraft AS:lle ja Hålogalandskraft AS:lle.
Comments from the Norwegian authorities
Norjan viranomaisten huomautukset
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
Norjan viranomaiset ovat sitä mieltä, että sopimus NEAS:n kanssa tehtiin markkinaehdoin.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
Ensinnäkin ne korostavat, että sopimus tehtiin, koska Narvikin taloudellinen tilanne oli tiukka ja se tarvitsi likvidiä pääomaa.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
Toiseksi NEAS:n pääomapohjaa oli tarpeen vahvistaa, jotta yritys pystyisi toteuttamaan rakenneuudistuksen suuremman alueellisen yrityksen luomiseksi.
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.
Lisäksi sopimuksen tekoajankohtana kunta oli myynyt käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä tappiolla, koska käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinta oli korkeampi kuin markkinoilta saatu hinta.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Esimerkiksi huhtikuusta 1999 joulukuuhun 1999 Narvikille aiheutui tappiota 2,3 miljoonaa Norjan kruunua.
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.
Norjan viranomaiset väittävät, että asianmukainen vertailukohta markkinoilla 50,5 vuoden pituiselle sopimukselle on voimalaitoksen pysyvä myynti ja että ottaen huomioon näiden tilanteiden erot NEAS:n saama hinta vastasi voimalaitosten myyntihintoja saman ajanjakson aikana.
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).
Ensinnäkin vuonna 2000 uudemman voimalaitoksen tavanomaiset toimintakustannukset, mukaan lukien käynnissä olevat uudelleeninvestoinnit (ilman poistoja), olivat noin 0,05 Norjan kruunua kilowattituntia kohti vuodessa (lisättynä syöttökustannuksilla).
NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
NEAS:n odotetut maksut muodostuivat kahdesta osasta:
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.
Näin ollen vuoden 2000 skenaario johtaisi voimalaitoksen omistajalle nettovoittoon, jonka suuruus on 0,07 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, verrattuna 0,02 Norjan kruunuun kilowattituntia kohti käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön tapauksessa.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
Sopimuksen tekoajankohtana arvioitu vuoden 2010 hinta oli 0,20 Norjan kruunua.
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.
Tämän arvion perusteella vuoden 2010 skenaario johtaisi voimalaitoksen omistajalle nettovoittoon, jonka suuruus on 0,15 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, verrattuna 0,10 Norjan kruunuun kilowattituntia kohti käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön tapauksessa.
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).
Toiseksi Norjan viranomaiset väittävät, että Pareton katsauksen mukaisia viiden voimalaitoksen myyntihintoja on pienennettävä noin 10–15 prosenttia, kun sovelletaan 4 prosentin pääomituskerrointa, jotta voidaan hyvittää ero, joka vallitsee määrittelemättömällä ajalla tehdyn pääomittamisen (pääomituskerroin 25) ja 50 vuoden aikana tehdyn pääomittamisen (pääomituskerroin 21,48) välillä.
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.
Norjan viranomaiset toteavat lisäksi, että ensimmäisillä vuosilla on suurin vaikutus nettonykyarvon laskemiseen ja että omistajuuteen liittyvät suuret uudelleeninvestointikustannukset syntyvät yleensä myöhemmässä vaiheessa, minkä vuoksi niiden pienentävä vaikutus nettonykyarvon laskennassa on vähäinen.
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.
Tämän perusteella Norjan viranomaiset väittävät, että voimalaitosten myynti hintaan, joka on noin 1,64–1,77 Norjan kruunua vuotuisen tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohti, ja vuokrat (maksu oikeudesta saada sähköä noin 50,5 vuoden ajan), joiden suuruus on noin 1,00 Norjan kruunua käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön kilowattituntia kohti, vastaavat pitkälti toisiaan.
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.
Näin ollen Norjan viranomaiset väittävät, että vertailu, jossa otetaan huomioon nämä tekijät, osoittaa, että NEAS:n käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä maksama hinta oli verrattavissa saman ajanjakson aikana myytyjen voimalaitosten hintoihin. Lisäksi ne toteavat, että DT:n raportti ja kaksi DS-raporttia, jotka laadittiin ennen 50,5 vuoden pituisen käyttöoikeussopimuksen tekemistä, tukevat hintatasoa koskevaa päätelmää.
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.
Julkisten viranomaisten tekemiin maa-alueita ja rakennuksia koskeviin kauppoihin sisältyviin valtiontukia koskeviin valvontaviranomaisen suuntaviivoihin [16], jäljempänä ’suuntaviivat’, viitaten Norjan viranomaiset väittävät, että kilpailuttamiseen perustuva, ehtoja sisältämätön tarjouskilpailu on vain yksi valvontaviranomaisen tunnustama menetelmä markkinahintojen määrittämiseksi myytäessä julkista omaisuutta.
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.
Norjan viranomaiset korostavat, että valvontaviranomainen toteaa suuntaviivoissa myös, että tukea sisältämätön markkinahinta on mahdollista määrittää riippumattoman asiantuntija-arvion perusteella.
The Norwegian authorities note that the DT and the two DS reports were delivered before the 50,5 year contract was concluded.
Norjan viranomaiset huomauttavat, että DT:n raportti ja kaksi DS:n raporttia toimitettiin ennen 50,5 vuoden sopimuksen tekemistä.
The Norwegian authorities furthermore argue that by virtue of the contribution in kind model a subsequent adjustment would probably also have been illegal pursuant to the provisions of the Limited Liability Company Act [17].
Norjan viranomaiset väittävät, että koska kauppa oli maksettu etukäteen – osittain käteisellä ja osittain luontoissuorituksina – voimalaitoksen pysyvän myynnin kaltaisesti, on ”epäluonnollista ja erittäin epätavallista” sisällyttää siihen hinnantarkistusmekanismi. Norjan viranomaiset katsovat lisäksi, että luontoissuoritusmallin vuoksi myöhemmin tehtävät hinnantarkistukset olisivat luultavasti myös olleet laittomia osakeyhtiölain [17] määräysten mukaan.
One third party, NEAS (now Nordkraft), submitted comments to Decision 393/11/COL.
Yksi kolmas osapuoli, NEAS (nykyisin Nordkraft), esitti huomautuksia päätöksestä 393/11/KOL.
NEAS essentially concurs with the views of the Norwegian authorities.
NEAS on olennaisesti samaa mieltä Norjan viranomaisten kanssa.
It follows from this provision that, for state aid to be present, the measure must confer an economic advantage on the recipient.
Tämä määräys merkitsee sitä, että valtiontuen olemassaolo edellyttää sitä, että toimenpide tarjoaa sen kohteena olevalle taloudellista etua.
In the following, the Authority assesses the question of the presence, in the case at hand, of such an economic advantage.
Seuraavassa valvontaviranomainen arvioi tällaisen taloudellisen edun olemassaoloa käsiteltävänä olevassa tapauksessa.
The Court of Justice of the European Union has stated that in order to confirm whether a state measure constitutes aid, it is necessary to establish whether the recipient undertaking receives an economic advantage, which it would not have obtained under normal market conditions [18].
Euroopan unionin tuomioistuin on todennut, että jotta voidaan vahvistaa, onko valtion toimenpiteessä kyse tuesta, on tarpeen määrittää, saako kohteena oleva yritys taloudellista hyötyä, jota se ei olisi saanut tavanomaisissa markkinaolosuhteissa [18].
In order to assess the presence of an economic advantage, the Authority applies the principle of a (hypothetical) market economy investor [19].
Taloudellisen edun olemassaolon arvioinnissa valvontaviranomainen soveltaa (hypoteettista) markkinataloussijoittajaa koskevaa periaatetta [19].
If the transaction in question was carried out in accordance with the market economy investor principle, i.e., if the municipality sold the entitlement to concession power for its market value, and the price and terms of the transaction would have been acceptable for a prudent private investor operating in a market economy, the transaction would not confer an economic advantage on NEAS and thus not involve the grant of state aid.
Jos kyseessä oleva liiketoimi toteutettiin markkinataloussijoittaperiaatteen mukaisesti, toisin sanoen jos kunta myi oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön markkina-arvosta ja järkevästi toimiva yksityinen markkinataloussijoittaja olisi hyväksynyt liiketoimen hinnan ja ehdot, liiketoimi ei tarjoa taloudellista etua NEAS:lle eikä siihen siten sisälly valtiontukea.
On the contrary, state aid could be involved if the transaction was not carried out at market price.
Sitä vastoin liiketoimeen voisi sisältyä valtiontukea siinä tapauksessa, että sitä ei toteutettu markkinahintaan.
In making this assessment, the Authority cannot replace Narvik’s commercial judgement with its own, which implies that the municipality, as the owner of the concession power entitlement, enjoys a margin of discretion to choose the manner in which it operates under normal competitive conditions.
Arviointia suorittaessaan valvontaviranomainen ei voi korvata Narvikin kaupallista arviota omalla arviollaan, mikä merkitsee sitä, että kunnan, joka omistaa oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön, harkintavallassa on valita tapa, jolla se toimii tavanomaisissa kilpailuolosuhteissa.
An assessment of the price and terms of the contract between the municipality and NEAS should be based on the information available to Narvik at the time of the conclusion of the contract.
Kunnan ja NEAS:n välisen sopimuksen hinnan ja ehtojen arvioinnin olisi perustuttava tietoihin, jotka olivat Narvikin saatavilla sopimuksen tekohetkellä.
Generally, an informed ex ante assessment would be sufficient to exclude the presence of state aid, even if the assumptions used in the assessment prove to be wrong with hindsight.
Yleisesti ottaen tietoihin perustuva ennakkoarviointi riittäisi valtiontuen olemassaolon poissulkemiseen, vaikka arvioinnissa käytetyt oletukset osoittautuisivat vääriksi jälkikäteen.
In the following, the Authority therefore assesses whether Narvik acted as a private market investor when it entered into a contract to sell its entitlement to concession power.
Seuraavassa valvontaviranomainen arvioi sen vuoksi, onko Narvik toiminut kuten yksityinen markkinataloussijoittaja, kun se teki sopimuksen, jolla se myy oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön.
The Authority is mindful of the context in which the transaction was entered into.
Valvontaviranomainen ottaa huomioon olosuhteet, joissa liiketoimi toteutettiin.
From the information provided by the Norwegian authorities, the Authority understands that at the time the contract was entered into the municipality was in a situation where it needed both access to liquidity (in order to meet its loan obligations), as well as capital to inject into NEAS.
Norjan viranomaisten toimittamien tietojen perusteella valvontaviranomainen on saanut sen käsityksen, että sopimuksen tekoajankohtana kunta oli tilanteessa, jossa se tarvitsi sekä likviditeettiä (täyttääkseen lainavelvoitteensa) että pääomaa NEAS:ään sijoittamista varten.
In addition, it is noted that the Limited Liability Company Act restricted the possibility of incorporating a price adjustment mechanism in the contract when making a contribution in kind.
Lisäksi se panee merkille, että osakeyhtiölaki rajoitti mahdollisuutta sisällyttää sopimukseen hinnantarkistusmekanismi, kun tehdään luontoissuoritus.
In 1999, prior to the conclusion of the sales agreement in 2000, Narvik had furthermore incurred losses on its sale of concession power.
Vuonna 1999 ennen kauppasopimuksen tekemistä Narvik oli kärsinyt tappioita käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnissä.