natgillin/translations-raw huggingface dataset:
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
Vuonna 2000 tämän mallin mukainen korvaus toiminta- ja ylläpitokustannuksista oli 0,267 Norjan kruunua kilowattituntia kohti.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
Myös muut lähtevät rahavirrat ovat merkityksellisiä laskettaessa nettonykyarvoa.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
Ministeriön hintalaskelmassa vuodelta 2000 korvaus veroista oli 0,021 Norjan kruunua.
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.
Tietyltä voimalaitokselta todellisuudessa peritty vero riippuu tietysti voitoista, mutta ottaen huomioon, että ministeriön vahvistaman hinnan on tarkoitus edustaa tavanomaisten voimalaitosten keskimääräisiä kustannuksia Norjassa, on kohtuullista olettaa, että verokustannukset ovat noin 0,02 Norjan kruunua kilowattituntia kohti.
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.
Viimeisen osan lähteviä rahavirtoja nettonykyarvossa muodostavat uudelleeninvestointikustannukset, jotka riippuvat ratkaisevasti voimalaitoksen uudelleeninvestointitarpeiden ajoituksesta ja suuruudesta.
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.
Valvontaviranomaisella on se käsitys, että kirjanpitotarkoituksessa vesivoimalaitoksen taloudellinen käyttöikä on 40 vuotta [36], mutta sen tosiasiallinen käyttöikä voi olla pidempi.
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.
Uudelleeninvestointien määrä on monissa tapauksissa merkittävä, ja sen vuoksi käteiskulujen ajoituksella on suuri merkitys laskettaessa nettonykyarvoa, kuten myös Norjan viranomaiset totesivat.
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.
Jos uudelleeninvestoinnit tapahtuvat laskentajakson alussa, nettonykyarvo laskee huomattavasti enemmän kuin jos uudelleeninvestoinnit toteutetaan myöhemmin laskentajaksolla.
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.
Norjan viranomaiset eivät kuitenkaan ole toimittaneet valvontaviranomaiselle tietoja niiden vuosina 1999 ja 2000 myytyjen vesivoimalaitosten uudelleeninvestointitarpeista, joita ne käyttävät vertailunsa perustana.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Valvontaviranomainen toteaa, että nämä tiedot eivät todennäköisesti ole helposti saatavilla niiden iän ja oletettavasti arkaluonteisen luonteen vuoksi.
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].
Kun kyseisten vesivoimalaitosten hinnat mukautetaan siten, että niissä otetaan huomioon edellä mainitut erot (ajanjakso ja kustannusperusta), Norjan viranomaiset väittävät, että 1,66–1,74 Norjan kruunun hinta kilowattituntia kohti on verrattavissa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hintaan, joka on noin 1,00 Norjan kruunua kilowattituntia kohti [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).
Kuten edellä selitettiin, valvontaviranomaisen käytettävissä olevien tietojen mukaan keskimääräinen kauppahinta vuosina 1999 ja 2000 oli hieman korkeampi kuin tämä vaihteluväli (noin 1,85 Norjan kruunua).
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.
Sen vuoksi valvontaviranomainen vertaa vaihteluväliä 1,70–1,80 Norjan kruunua kilowattituntia kohti Narvikin saamaan 1,00 Norjan kruunun hintaan.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Ensimmäisenä mukautuksena pysyvästä myynnistä saadut hinnat olisi tehtävä vertailukelpoisiksi 50,5 vuoden sopimuksen kanssa.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Valvontaviranomainen on käyttänyt 6 prosentin pääomituskerrointa, mikä pienentää pysyvän myynnin arvoja noin 5,5 prosenttia.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
Sen vuoksi voimalaitosten myynnistä saadut hinnat vaihtelevat välillä 1,61–1,70 Norjan kruunua.
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.
Käyttöoikeussopimuksen mukaisten hintojen ja voimalaitoksen toimintakustannusten nettorahavirtojen välisen 0,61–0,70 Norjan kruunun eron kilowattituntia kohti olisi selitettävä ero, jotta markkinataloussijoittajatestin vaatimukset täyttyisivät ja tuki voitaisiin sulkea pois.
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.
Kokonaistoimintakustannusten on arvioitu olevan 0,02–0,05 Norjan kruunua kilowattituntia kohti lisättynä arviolta 0,02 Norjan kruunulla kilowattituntia kohti veroina, jolloin päästään 0,04–0,07 Norjan kruunuun kilowattituntia kohti.
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.
Lisäksi on otettava huomioon uudelleeninvestoinnit, joiden taloudellinen vaikutus riippuu niiden ajoituksesta ja suuruudesta ja on sen vuoksi vaikea määrittää.
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.
Tämän huomioon ottaen valvontaviranomainen on tehnyt herkkyysanalyysin, joka koskee käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön (128 gigawattituntia) [38] myyntiä 50,5 vuoden ajan.
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.
Valvontaviranomainen on testannut kustannusten ja diskonttokorkojen eri yhdistelmiä, joissa nimelliset verojen jälkeiset diskonttokorot vaihtelevat 5,5 prosentista 7,5 prosenttiin ja kokonaistoimintakustannukset ovat 0,05–0,09 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, kuten seuraavasta taulukosta käy ilmi.
Sensitivity
Herkkyys-
analysis
analyysi
Operating cost
Toimintakustannukset
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.
Kun toimintakustannukset ovat 0,09 Norjan kruunua ja diskonttokorko on 5,5–7,5 prosenttia tai kun toimintakustannukset ovat 0,08 Norjan kruunua ja diskonttokorko vähintään 7,5 prosenttia, tulokset jäävät alle 0,61–0,70 Norjan kruunun vaihteluvälin.
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.
Näissä skenaarioissa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan ja toimintakustannusten välinen ero on niin pieni, että eron nettonykyarvo ei selitä vesivoimalaitosten pysyvässä myynnissä saatujen korkeampien hintojen eroa.
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.
Tämä koskee kuitenkin ainoastaan tilanteita, joissa toimintakustannukset, uudelleeninvestointikustannukset mukaan lukien, ovat 60–80 prosenttia korkeammat kuin Norjan viranomaisten esittämät kustannusarviot.
Conclusion and summary
Tiivistelmä ja päätelmät
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.
Valvontaviranomainen on arvioinut Norjan viranomaisten toimittamien tietojen perusteella, antoiko Narvikin NEAS:n kanssa tekemä sopimus etua jälkimmäiselle.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
Valvontaviranomainen on todennut, että esitetyillä neljällä asiantuntija-arviolla ei ole suurta merkitystä.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
Sähkönhintojen kehitykseen liittyy pitemmällä aikavälillä useita epävarmuustekijöitä.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
Pitkäaikaiset sähkönhankintasopimukset ilman hinnantarkistuslausekkeita ovat epätavallisia.
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.
Ei ole myöskään ilmeistä, että voimalaitosten myyntiä voidaan sellaisenaan verrata käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myyntiin, koska pysyvä myynti on lopullinen ratkaisu, jonka osalta on arvioitava ajallisesti rajoittamatonta tai tulevaa arvoa koskeva riski.
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.
Näin ei ole käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnissä, jonka yhteydessä sopimuksen optimaalinen pituus voi riskin ja arvon kannalta olla erilainen.
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.
Valvontaviranomainen on kuitenkin ottanut huomioon tapauksen erityisolosuhteet, kuten sen, että Narvik kärsi tappioita käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnissä juuri ennen 50,5 vuoden pituisen sopimuksen tekemistä NEAS:n kanssa, ja sen, että kunta tarvitsi likviditeettiä voidakseen maksaa velkansa ja tehdä suunnitellut investoinnit NEAS:ään.
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.
Norjan viranomaisten valvontaviranomaiselle esittämän näytön ja asian kannalta merkityksellisiä eroja koskevien selitysten perusteella vaikuttaa siltä, että Narvikin saamaa hintaa voidaan verrata voimalaitosten myyntihintoihin vuosina 1999 ja 2000.
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.
Näiden tietojen perusteella valvontaviranomainen on kaiken kaikkiaan tullut siihen tulokseen, että tehdessään NEAS:n kanssa sopimuksen, jonka mukaan Narvik myy oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle, Narvik käytti harkintavaltaansa markkinataloussijoittajan tavoin.
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.
Sen vuoksi sopimuksen ei voida katsoa antavan etua NEAS:lle ja näin ollen siihen ei sisälly ETA-sopimuksen 61 artiklassa tarkoitettua valtiontukea,
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.
Kauppaan, jolla Narvikin kunnan oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön myytiin Narvik Energi AS:lle, ei sisälly ETA-sopimuksen 61 artiklassa tarkoitettua valtiontukea.
Published in OJ C 121, 26.4.2012, p. 25 and EEA Supplement No 23 26.4.2012 p. 1.
Julkaistu EUVL:ssä C 121, 26.4.2012, s. 25, ja ETA-täydennysosassa N:o 23, 26.4.2012, s. 1.
Event No 504391.
Tapahtuma nro 504391.
Event No 519710.
Tapahtuma nro 519710.
Events No 532247-532256.
Tapahtumat nro 532247–532256.
Event No 626050.
Tapahtuma nro 626050.
Event No 635920.
Tapahtuma nro 635920.
Event No 639486.
Tapahtuma nro 639486.
Events No 655297-655305.
Tapahtumat nro 655297–655305.
(industrikonsesjonsloven) (‘the Industrial Licensing Act’).
(industrikonsesjonsloven) (teollisuuden lupamenettelyjä koskeva laki).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (‘the Waterfalls Regulation Act’).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (vesiputouksien sääntelyä koskeva laki).
Section 2(12)(1) of the Industrial Licensing Act.
Teollisuuden lupamenettelyjä koskevan lain 2 §:n 12 momentin 1 kohta.
Industrial Licensing Act Section 2(12)(7).
Teollisuuden lupamenettelyjä koskevan lain 2 §:n 12 momentin 7 kohta.
It appears that the DS1, DS2 and DT reports covers the ministry price concession power produced by Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann and Norddalen.
Näyttää siltä, että DS1-, DS2- ja DT-raportit kattavat ministeriön vahvistamaan hintaan myydyn käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön, jonka Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann ja Norddalen tuottavat.
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.
Vaikka DS2-raportissa ei mainita selkeästi arvioidun käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön määrää, mikään ei osoita, että se ei kattaisi samaa määrää kuin DS1-raportti.
The AA report covers the production of the same plants with the exception of Taraldsvik.
AA:n raportti kattaa samojen voimalaitosten tuotannon lukuun ottamatta Taraldsvikiä.
With a base case value of NOK 87,7 million.
Perusskenaariossa arvo 87,7 miljoonaa Norjan kruunua.
OJ L 137, 8.6.2000, p. 28.
EYVL L 137, 8.6.2000, s. 28.
1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (‘Limited Liability Company Act’).
1997.6.13 nr 44 Lov om aksjeselskaper (aksjeloven) (osakeyhtiölaki).
Case C-39/94 SFEI v La Poste [1996] ECR I-3547, paragraph 60.
Asia C-39/94, SFEI v. La Poste, tuomio 11.7.1996, Kok., s. I-3547, 60 kohta.
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).
Markkinataloussijoittajaa koskevaa periaatetta kuvataan tarkemmin valvontaviranomaisen suuntaviivoissa valtiontukisääntöjen soveltamisesta julkisiin teollisuusyrityksiin (EYVL L 274, 26.10.2000, s. 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.
Vrt. valvontaviranomaisen suuntaviivat valtiontukisuuntaviivojen soveltamisesta yleisiin taloudellisiin tarkoituksiin liittyvien palvelujen tuottamisesta myönnettävään korvaukseen (ei vielä julkaistu EUVL:ssä, saatavilla valvontaviranomaisen verkkosivuilla seuraavassa osoitteessa:. http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), 68 kohta.
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).
Sovittu 120 miljoonan Norjan kruunun ostohinta 116,3 gigawattitunnille ministeriön vahvistamaan hintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä on sama kuin DT:n raportissa esitetyn nettonykyarvon arvioidun vaihteluvälin (110–130 miljoonaa Norjan kruunua) ja DS2-raportissa esitetyn vaihteluvälin (100–140 miljoonaa Norjan kruunua) keskiarvo.
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).
Lisäksi hinta on suurempi kuin DS1-raportissa esitetyn vaihteluvälin (80–145 miljoonaa Norjan kruunua) keskiarvo ja se ylittää AA:n raportissa esitetyn vaihteluvälin (71,4–117,4 miljoonaa Norjan kruunua 115,3 gigawattitunnille ministeriön vahvistamaan hintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä).
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.
Suuntaviivojen edellytykset täyttävää riippumatonta asiantuntija-arviota ei voida aina pitää todellisena osoituksena kiinteistön tai rakennuksen markkinahinnasta, ks. valvontaviranomaisen päätös N:o 157/12/KOL, Oppdalin kunnan toteuttamasta tontin gnr 271/8 myynnistä (EUVL L 350, 9.5.2012, s. 109), II jakson 6.2 kohta.
Furthermore, the Authority notes that the four reports do not assess the value of the 11,3 GWh of cost price concession power.
Lisäksi valvontaviranomainen toteaa, että neljässä raportissa ei arvioida arvoa 11,3 gigawattitunnille omakustannushintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä.
Nor has the Authority been provided with an independent expert valuation assessing the value of this concession power.
Valvontaviranomaiselle ei myöskään ole toimitettu riippumattoman asiantuntijan arviota tämän käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön arvosta.
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.
Norjan viranomaiset ovat ainoastaan selittäneet, että Narvikin ja NEAS:n välisissä neuvotteluissa sovittiin tämän käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnaksi 6 miljoonaa Norjan kruunua.
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.
Näissä olosuhteissa valvontaviranomainen ei voi arvioida omakustannushintaan myydyn käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 11,3 gigawattitunnin määrän myyntiä suuntaviivojen periaatteiden mukaisesti.
In addition, AA does not take into account the value of the Taraldsvik (1 GWh) power production.
Lisäksi AA ei ota huomioon Taraldsvikin sähköntuotannon (1 GWh) arvoa.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 65-69.
Yhdistetyt asiat T-80/06 ja T-182/09, Budapesti Erőmű Zrt v. komissio, ei vielä julkaistu oikeustapauskokoelmassa, 65–69 kohta.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 68-69.
Yhdistetyt asiat T-80/06 ja T-182/09, Budapesti Erőmű Zrt v. komissio, ei vielä julkaistu oikeustapauskokoelmassa, 68–69 kohta.
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.
Ks. komission päätös asiassa C 41/05 Unkarin pitkäaikaisten sähkönhankintasopimusten yhteydessä myöntämästä valtiontuesta (EUVL L 200, 27.8.2009, s. 53), johdanto-osan 200 kappale.
Given a 4 % capitalization rate, the actual reduction in value would be approximately 14 %.
Pääomituskertoimen ollessa 4 prosenttia arvon alentuminen olisi käytännössä noin 14 prosenttia.
Nominal value refers to an economic value expressed in units of a currency in a given year.
Nimellinen arvo viittaa taloudelliseen arvoon ilmaistuna valuuttayksikköinä tiettynä vuonna.
By contrast, real value adjusts nominal value to remove effects of general price level price changes (inflation) over time.
Sen sijaan reaaliarvossa nimellisarvoa mukautetaan yleisen hintatason hinnanmuutosten vaikutusten (inflaatio) poistamiseksi.
NVE Handbook No 1 of 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, available at the following url:
NVE:n käsikirja nro 1 vuodelta 2007, Kostnader ved produksjon av kraft og varme, saatavilla seuraavassa osoitteessa:
Figure taken from the following book:
Luku on peräisin seuraavasta kirjasta:
Thor Falkanger and Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, page 349.
Thor Falkanger ja Kjell Haagensen, Vassdrags- og energirett 2002, sivu 349.
See the AA report and the numerous reports referred to therein.
Ks. AA:n raportti ja siinä mainitut lukuisat raportit.
See for instance: Frode Kjærland Norsk vannkraft – ‘arvesølv solgt på billigsalg’?
Ks. esimerkiksi Frode Kjærland, Norsk vannkraft – ”arvesølv solgt på billigsalg”?
2009, available at the following url:
, 2009, saatavilla seuraavassa osoitteessa:
See the DT report, section 4.3.1.
Ks. DT:n raportin 4.3.1 kohta.
In addition to the feeding cost, but this will be equivalent for the power plant sale scenario and can therefore be disregarded in the analysis.
Syöttökustannusten lisäksi, jotka kuitenkin ovat samat voimalaitoksen myyntiskenaariossa ja voidaan sen vuoksi jättää ottamatta huomioon arvioinnissa.
NVE Handbook No 1 of 2007 section 4.2.3 and Sweco Grøner report no. 154650-2007.1 cited in Ot.prp. nr. 107 (2008-2009) section 4.4, table 4.2, available at the following url:
NVE:n käsikirja nro 1 vuodelta 2007, 4.2.3 jakso, ja Sweco Grønerin raportti nro 154650-2007.1, johon viitataan asiakirjassa Ot.prp. nr. 107 (2008-2009), 4.4 jakso, taulukko 4.2, saatavilla seuraavassa osoitteessa:
NVE Handbook No 1 of 2007 section 4.2.2, ref 2.2.
NVE:n käsikirja nro 1 vuodelta 2007, 4.2.2 jakso, viite 2.2.
I.e. NOK 126 million sales price divided by 128 GWh of annual concession power.
Eli 126 miljoonan Norjan kruunun myyntihinta jaettuna 128 gigawattitunnilla käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä vuodessa.
The Authority has used NOK 0,10 as the ministry price and for simplicity NOK 0,15 as the cost price, see paragraph (14) above.
Valvontaviranomainen on käyttänyt 0,10 Norjan kruunua ministeriön vahvistamana hintana ja yksinkertaisuuden vuoksi 0,15 Norjan kruunua omakustannushintana, ks. edellä johdanto-osan (14) kappale.
In March 1999, the municipality arranged a tender procedure for the sale of its concession power for the remainder of 1999.
Maaliskuussa 1999 kunta järjesti tarjouskilpailun käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkönsä myynnistä vuoden 1999 loppuaikana.
On 30 March 1999, Narvik concluded a contract with the highest bidder, Kraftinor AS.
Narvik teki 30 päivänä maaliskuuta 1999 sopimuksen parhaan tarjouksen tekijän, Kraftinor AS:n, kanssa.
These changes were planned to take effect as of 1 January 2001.
Näiden muutosten oli tarkoitus tulla voimaan 1 päivänä tammikuuta 2001.
In order for NEAS to be able to complete these transactions with a combination of equity and borrowed capital, Narvik - NEAS’ sole owner - was expected to inject additional equity into NEAS.
Jotta NEAS voisi saattaa nämä liiketoimet päätökseen oman pääoman ja lainapääoman yhdistelmällä, Narvikin, joka oli NEAS:n ainoa omistaja, odotettiin sijoittavan lisää pääomaa NEAS:ään.