natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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].
Predpokladá sa, že náklady na prevádzku a údržbu vodnej elektrárne sú vo všeobecnosti relatívne nízke a konštantné a pohybujú sa v rozmedzí 0,02 – 0,05 NOK za KWh [35].
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
Svedčia o tom aj údaje o nákladoch použité na stanovenie ministerskej ceny.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
V roku 2000 predstavovali náhrady za náklady na prevádzku a údržbu podľa tohto modelu sumu 0,267 NOK za KWh.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
Pre výpočet čistej aktuálnej hodnoty majú význam aj iné peňažné výdavky.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
Pri výpočte ministerskej ceny z roku 2000 sa dane kompenzovali sumou 0,021 NOK.
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.
Skutočná výška dane uloženej danej elektrárni by samozrejme závisela od zisku, ale vzhľadom na to, že ministerská cena má reprezentovať priemerné náklady bežných elektrární v Nórsku, je vhodné predpokladať daňové náklady vo výške približne 0,02 NOK za KWh.
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.
Konečnú časť peňažných výdavkov v čistej aktuálnej hodnote tvoria náklady na reinvestície, ktoré v rozhodujúcej miere závisia od načasovania a od úrovne reinvestičných potrieb elektrárne.
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.
Dozorný úrad usudzuje, že na účely účtovníctva je hospodárska životnosť vodnej elektrárne 40 rokov [36], skutočná životnosť však môže byť dlhšia.
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.
Úroveň reinvestícií je v mnohých prípadoch vysoká, preto má načasovanie peňažných výdavkov, ako tvrdia aj nórske orgány, veľký význam pre výpočet čistej aktuálnej hodnoty.
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.
Ak k reinvestícii dôjde na začiatku výpočtového obdobia, zníženie čistej aktuálnej hodnoty je podstatne väčšie ako v prípade, keď k reinvestícii dôjde v neskoršej fáze výpočtového obdobia.
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.
Nórske orgány však dozornému úradu neposkytli informácie o potrebách reinvestícií vodných elektrární predaných v rokoch 1999 a 2000, ktoré používajú ako základ pre svoje porovnanie.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Dozorný úrad poznamenáva, že tieto informácie pravdepodobne nie sú ľahko dostupné alebo nie je jednoduché ich získať vzhľadom na ich vek a predpokladanú citlivosť z obchodného hľadiska.
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].
Pokiaľ ide o úpravu cien v prípade vodných elektrární s cieľom zohľadniť dva spomenuté rozdiely, časové trvanie a nákladovú základňu, nórske orgány tvrdia, že cenové rozmedzie od 1,66 do 1,74 NOK za KWh je porovnateľné s výslednou cenou za koncesnú energiu na úrovni približne 1,00 NOK za KWh [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).
Ako už bolo vysvetlené, z informácií, ktoré má dozorný úrad k dispozícii, vyplýva, že priemerná transakčná hodnota v rokoch 1999 a 2000 bola o niečo vyššia ako toto rozmedzie (približne 1,85 NOK).
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.
Dozorný úrad preto nebude porovnávať cenové rozmedzie od 1,70 do 1,80 NOK za KWh s cenou 1,00 NOK, ku ktorej dospela obec Narvik.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Prvá úprava by sa vykonala s cieľom zabezpečiť porovnateľnosť cien pri trvalom predaji a v prípade zmluvy na 50,5 roka.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Dozorný úrad použil mieru kapitalizácie 6 %, ktorá znižuje hodnoty trvalého predaja približne o 5,5 %.
The comparable range of prices obtained in power plant sales is therefore NOK 1,61-1,70.
Porovnateľné rozmedzie cien získaných pri predaji elektrární je preto 1,61 – 1,70 NOK.
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.
Na to, aby bol test trhového investora úspešný a aby sa vylúčila pomoc, by rozdiel v čistých peňažných tokoch na úrovni 0,61 – 0,70 NOK za KWh medzi cenami za koncesnú energiu a prevádzkovými nákladmi elektrárne musel tento rozdiel vysvetľovať.
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.
Celkové prevádzkové náklady, ako bolo uvedené, sa podľa odhadov pohybujú v rozmedzí od 0,02 do 0,05 NOK za KWh plus odhadovaná suma 0,02 NOK za KWh na dane, čo zodpovedá sume 0,04 – 0,07 NOK za KWh.
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.
Okrem toho je potrebné zohľadniť reinvestície, ktorých finančný účinok závisí od načasovania a výšky, a je preto problematické ho kvantifikovať.
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.
Dozorný úrad pri zohľadnení uvedených skutočností uskutočnil analýzu citlivosti pre predaj 128 GWh [38] koncesnej energie na obdobie 50,5 roka.
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.
Dozorný úrad testoval rôzne kombinácie nákladov a diskontných sadzieb, pričom nominálne diskontné sadzby po zdanení sa pohybovali v rozmedzí od 5,5 % do 7,5 % a celkové prevádzkové náklady sa pohybovali medzi 0,05 a 0,09 NOK za KWh, ako sa uvádza v nasledujúcej tabuľke.
Sensitivity
Analýza
analysis
citlivosti
Operating cost
Prevádzkové náklady
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.
Výsledky sú pod rozmedzím 0,61 až 0,70 NOK v prípade, keď sú prevádzkové náklady na úrovni 0,09 NOK, a to pri akejkoľvek diskontnej sadzbe v rozmedzí 5,5 % – 7,5 %, alebo v prípade, keď sú prevádzkové náklady na úrovni 0,08 NOK a diskontná sadzba je zároveň na úrovni 7,5 % alebo vyššia.
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.
V týchto scenároch je rozdiel medzi cenou za koncesnú energiu a prevádzkovými nákladmi taký malý, že pri výpočte čistej aktuálnej hodnoty rozdielu nevysvetľuje rozdiel pri vyšších cenách dosiahnutých pri trvalých predajoch vodných elektrární.
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.
Týka sa to však iba situácií, v ktorých sú prevádzkové náklady pri zahrnutí nákladov na reinvestície o 60 až 80 % vyššie ako odhadované náklady podľa nórskych orgánov.
Conclusion and summary
Záver a zhrnutie
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.
Dozorný úrad posúdil otázku, či dohoda obce Narvik so spoločnosťou NEAS znamenala výhodu pre spoločnosť, a to na základe informácií, ktoré mu poskytli nórske orgány.
The Authority has found the four expert evaluations to be of limited value.
Dozorný úrad zistil, že hodnota štyroch odborných hodnotení je obmedzená.
There are numerous uncertainties connected to the developments of future electricity prices over longer periods.
V spojitosti s vývojom budúcich cien elektrickej energie v priebehu dlhších období existujú početné nezrovnalosti.
Long term power contracts without price adjustment clauses are unusual.
Dlhodobé zmluvy v oblasti energetiky bez doložiek o úprave ceny nie sú bežné.
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.
Okrem toho nie je zrejmé, či predaj elektrární ako taký možno porovnávať s predajom koncesnej energie, keďže trvalý predaj je konečné rozhodnutie, pri ktorom je potrebné posúdiť riziko týkajúce sa časovo neobmedzenej alebo budúcej hodnoty.
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.
To neplatí pre predaj koncesnej energie, pri ktorom môže byť optimálna dĺžka zmluvy v súvislosti s rizikom a hodnotou odlišná.
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.
Dozorný úrad však zobral na vedomie osobitné okolnosti prípadu vrátane skutočnosti, že obec Narvik zaznamenala pri predaji koncesnej energie straty tesne predtým, ako bola so spoločnosťou NEAS uzatvorená zmluva na 50,5 roka, v spojení so skutočnosťou, že obec potrebovala prístup k likvidným prostriedkom, aby mohla splatiť svoje dlhy a zároveň uskutočniť plánovanú investíciu do spoločnosti NEAS.
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.
Na základe dôkazov, ktoré dozornému úradu poskytli nórske orgány, a na základe vysvetlení príslušných rozdielov sa zdá, že obec Narvik dospela k cene porovnateľnej s cenou v prípade predajov elektrární v rokoch 1999 a 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.
Na základe týchto skutočností dospel dozorný úrad v konečnom dôsledku k záveru, že obec Narvik pri uzatváraní zmluvy so spoločnosťou NEAS o predaji svojho nároku na koncesnú energiu postupovala pri svojom rozhodovaní ako investor v trhovom hospodárstve.
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.
Nemožno preto tvrdiť, že zmluva poskytuje spoločnosti NEAS výhodu a nepredstavuje teda štátnu pomoc v zmysle článku 61 Dohody o EHP,
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.
Predaj nároku obce Narvik na koncesnú energiu spoločnosti Narvik Energi AS nepredstavuje štátnu pomoc v zmysle článku 61 Dohody o EHP.
Published in OJ C 121, 26.4.2012, p. 25 and EEA Supplement No 23 26.4.2012 p. 1.
Uverejnené v Ú. v. EÚ C 121, 26.4.2012, s. 25, a dodatku EHP č. 23, 26.4.2012, s. 1.
Event No 504391.
Dokument č. 504391.
Event No 519710.
Dokument č. 519710.
Events No 532247-532256.
Dokumenty č. 532247 – 532256.
Event No 626050.
Dokument č. 626050.
Event No 635920.
Dokument č. 635920.
Event No 639486.
Dokument č. 639486.
Events No 655297-655305.
Dokumenty č. 655297 – 655305.
(industrikonsesjonsloven) (‘the Industrial Licensing Act’).
(industrikonsesjonsloven) („zákon o priemyselných osvedčeniach“).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) (‘the Waterfalls Regulation Act’).
1917.12.14 nr 17 Lov om vassdragsreguleringer (vassdragsreguleringsloven) („zákon o regulácii vodopádov“).
Section 2(12)(1) of the Industrial Licensing Act.
Oddiel 2 ods. 12 bod 1 zákona o priemyselných osvedčeniach.
Industrial Licensing Act Section 2(12)(7).
Oddiel 2 ods. 12 bod 7 zákona o priemyselných osvedčeniach.
It appears that the DS1, DS2 and DT reports covers the ministry price concession power produced by Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann and Norddalen.
Podľa všetkého sa správy DS1, DS2 a DT vzťahujú na koncesnú energiu za ministerskú cenu, ktorú vyrába Taraldsvik, Sildvik, Skjomen, Båtsvann a Norddalen.
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.
Hoci v správe DS2 sa výslovne neuvádza množstvo hodnotenej koncesnej energie, nič nenaznačuje tomu, že by sa správa nevzťahovala na to isté množstvo ako správa DS1.
The AA report covers the production of the same plants with the exception of Taraldsvik.
Správa AA sa vzťahuje na výrobu v tých istých elektrárňach s výnimkou elektrárne Taraldsvik.
With a base case value of NOK 87,7 million.
S východiskovou hodnotou 87,7 milióna NOK.
OJ L 137, 8.6.2000, p. 28.
Ú. v. ES 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) („zákon o spoločnostiach s ručením obmedzeným“).
Case C-39/94 SFEI v La Poste [1996] ECR I-3547, paragraph 60.
Vec C-39/94 SFEI/La Poste, Zb. 1996, s. I-3547, bod 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).
Zásada investora v trhovom hospodárstve je podrobnejšie opísaná v usmerneniach dozorného úradu k uplatňovaniu ustanovení o štátnej pomoci na verejné podniky vo výrobnom sektore (Ú. v. ES 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.
Porovnaj usmernenia dozorného úradu k uplatňovaniu pravidiel štátnej pomoci na náhrady udeľované za poskytovanie služieb všeobecného hospodárskeho záujmu (zatiaľ neuverejnené v Úradnom vestníku, dostupné na webovej stránke dozorného úradu: http://www.eftasurv.int/state-aid/legal-framework/state-aid-guidelines/), bod 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).
Kúpna cena 120 miliónov NOK schválená za 116,3 GWh koncesnej energie za ministerskú cenu sa zhoduje so strednou hodnotou odhadovaných rozmedzí čistej aktuálnej hodnoty uvedených v správe DT (110 – 130 miliónov NOK), ako aj v správe DS2 (100 – 140 miliónov NOK).
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).
Okrem toho je cena nad strednou hodnotou rozmedzia uvedeného v správe DS1 (80 – 145 miliónov NOK) a presahuje rozmedzie uvedené v správe AA (71,4 – 117,4 miliónov NOK za 115,3 GWh koncesnej energie za ministerskú cenu).
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.
Nezávislé odborné hodnotenie, ktoré spĺňa príslušné kritériá usmernení SOL, nemožno vždy považovať za skutočné vyjadrenie trhovej ceny nehnuteľnosti alebo budovy, pozri rozhodnutie dozorného úradu č. 157/12/COL o predaji pozemku č. 271/8 obecným zastupiteľstvom obce Oppdal (Ú. v. EÚ L 350, 9.5.2012, s. 109), oddiel II.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.
Okrem toho dozorný úrad poznamenáva, že štyri správy neposudzujú hodnotu 11,3 GWh koncesnej energie za režijnú cenu.
Nor has the Authority been provided with an independent expert valuation assessing the value of this concession power.
Dozornému úradu nebolo poskytnuté ani nezávislé odborné hodnotenie, v ktorom by sa posudzovala hodnota tejto koncesnej energie.
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.
Nórske orgány iba vysvetlili, že na cene 6 miliónov NOK za túto koncesnú energiu sa dohodlo na rokovaniach medzi obcou Narvik a spoločnosťou NEAS.
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.
Za týchto okolností nemôže dozorný úrad posúdiť predaj 11,3 GWh koncesnej energie za režijnú cenu podľa zásad usmernení SOL.
In addition, AA does not take into account the value of the Taraldsvik (1 GWh) power production.
Navyše spoločnosť AA neberie do úvahy hodnotu energetickej produkcie časti Taraldsvik (1 GWh).
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 65-69.
Spojené veci T-80/06 a T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt/Komisia [zatiaľ neuverejnené], body 65 – 69.
Joined Cases T-80/06 and T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt v Commission [not yet reported], paragraph 68-69.
Spojené veci T-80/06 a T-182/09 Budapesti Erőmű Zrt/Komisia [zatiaľ neuverejnené], body 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.
Pozri rozhodnutie Komisie vo veci C 41/05 o štátnej pomoci poskytnutej Maďarskom v rámci dlhodobých zmlúv o nákupe elektrickej energie (Ú. v. EÚ L 225, 27.8.2009, s. 53), odôvodnenie 200.
Given a 4 % capitalization rate, the actual reduction in value would be approximately 14 %.
Pri miere kapitalizácie na úrovni 4 % by skutočné zníženie hodnoty predstavovalo približne 14 %.
Nominal value refers to an economic value expressed in units of a currency in a given year.
Nominálna hodnota označuje ekonomickú hodnotu vyjadrenú v menových jednotkách v danom roku.
By contrast, real value adjusts nominal value to remove effects of general price level price changes (inflation) over time.
Naproti tomu reálna hodnota prispôsobuje nominálnu hodnotu s cieľom očistiť ju od účinkov zmien všeobecnej cenovej úrovne (inflácie) v čase.
NVE Handbook No 1 of 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, available at the following url:
Príručka NVE č. 1 z roku 2007 Kostnader ved produksjon av kraft og varme, dostupná na:
Figure taken from the following book:
Údaj je prevzatý z knihy:
Thor Falkanger and Kjell Haagensen Vassdrags- og energirett 2002, page 349.
Thor Falkanger a Kjell Haagensen, Vassdrags- og energirett, 2002, s. 349.
See the AA report and the numerous reports referred to therein.
Pozri správu AA a početné správy, na ktoré odkazuje.
2009, available at the following url:
2009, dostupné na:
See the DT report, section 4.3.1.
Pozri správu DT, oddiel 4.3.1.
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.
Okrem nákladov na dodávku, ale tie budú v prípade predaja elektrárne rovnaké, a preto ich možno pri analýze ignorovať.
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:
Príručka NVE č. 1 z roku 2007 oddiel 4.2.3 a správa Sweco Grøner č. 154650-2007.1 citovaná v Ot.prp. nr. 107 (2008-2009) oddiel 4.4 tabuľka 4.2, dostupné na:
NVE Handbook No 1 of 2007 section 4.2.2, ref 2.2.
Príručka NVE č. 1 z roku 2007 oddiel 4.2.2, ref. 2.2.
I.e. NOK 126 million sales price divided by 128 GWh of annual concession power.
T. j. 126 miliónov NOK predajnej ceny deleno 128 GWh ročnej koncesnej energie.
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.
Dozorný úrad použil údaj 0,10 NOK ako ministerskú cenu a pre jednoduchosť údaj 0,15 NOK ako režijnú cenu, pozri oddiel 14.
In March 1999, the municipality arranged a tender procedure for the sale of its concession power for the remainder of 1999.
V marci 1999 začala obec postup verejného obstarávania na predaj svojej koncesnej energie na zostávajúcu časť roka 1999.
On 30 March 1999, Narvik concluded a contract with the highest bidder, Kraftinor AS.
Obec Narvik 30. marca 1999 uzatvorila zmluvu so spoločnosťou Kraftinor AS, ktorá predložila najvyššiu ponuku.
These changes were planned to take effect as of 1 January 2001.
Podľa plánu mali tieto zmeny nadobudnúť účinnosť 1. januára 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.
Na to, aby mohla spoločnosť NEAS dokončiť tieto transakcie s kombináciou vlastného a požičaného kapitálu, sa očakávalo, že obec Narvik – výlučný vlastník spoločnosti NEAS – vloží do spoločnosti NEAS dodatočný kapitál.
As regards the question of regulatory risk, the Norwegian authorities have explained that NEAS bears all risk.
Pokiaľ ide o otázku regulačného rizika, nórske orgány objasnili, že všetky riziká nesie spoločnosť NEAS.
They argue that the risk is likely to be one of reduced quantity rather than increased quantity of concession power which would reduce the likelihood of aid.
Tvrdia, že riziko sa môže pravdepodobnejšie týkať zníženého než zvýšeného množstva koncesnej energie, ktoré by viedlo k zníženiu pravdepodobnosti poskytnutia pomoci.
about NOK 0,10 per KWh per year (plus feeding costs) on the ministry price concession power and between NOK 0,14 and 0,178 per KWh (plus feeding costs) per year on the pre 10 April 1959 concession power.
približne 0,10 NOK za KWh ročne (plus náklady na dodávku) za koncesnú energiu za ministerskú cenu a medzi 0,14 a 0,178 NOK za KWh (plus náklady na dodávku) ročne za koncesnú energiu spred 10. apríla 1959.
In 2000, the expected market price was approximately NOK 0,12 per KWh.
V roku 2000 predstavovala očakávaná trhová cena približne 0,12 NOK za KWh.