natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
V správe DS1 spoločnosť Danske Securities z vlastnej iniciatívy uviedla odhad hodnoty nároku na koncesnú energiu na obdobie 50 rokov.
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.
Spoločnosť Danske Securities okrem uvedenia svojich predpokladov v súvislosti s budúcim vývojom cien za elektrickú energiu poskytla aj obmedzené usmernenia pre spôsob výpočtu hodnoty nároku na koncesnú energiu.
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
V správe DS2 požiadala spoločnosť Danske Securities tieto 3 trhové subjekty o očakávania týkajúce sa cien a nákladov:
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
CBF Kraftmegling AS (ďalej len „CBF“), Norwegian Energy Brokers AS (ďalej len „NEB“) a Statkraft SF (ďalej len „Statskraft“).
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
Na základe týchto očakávaní vypočítala spoločnosť Danske Securities odhadovanú trhovú hodnotu nároku na koncesnú energiu.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
Očakávania spoločnosti CBF viedli k východiskovému odhadu 127 miliónov NOK.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Očakávania spoločnosti NEB viedli k východiskovému odhadu 75 miliónov NOK.
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.
Keďže spoločnosť NEB neupravila svoje očakávania týkajúce sa cien a nákladov o infláciu, spoločnosť Danske Securities zdôraznila, že nepovažuje očakávania spoločnosti NEB za vierohodné.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Očakávania spoločnosti Statkraft viedli k odhadu v rozmedzí 115 – 140 miliónov NOK.
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.
Na základe týchto troch hodnotení dospela spoločnosť Danske Securities k záveru, že odhadovaná čistá aktuálna hodnota nároku na koncesnú energiu bude v rozmedzí 100 – 140 miliónov NOK.
The four reports are summarised in the following table.
Tieto štyri správy sú zhrnuté v nasledujúcej tabuľke.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
V ďalšom texte sa tieto správy súhrnne označujú ako „štyri správy“.
Author of report
Autor správy
Date of report
Dátum správy
Report commissioned by
Zadávateľ správy
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Hodnotené množstvo koncesnej energie (v GWh) [14]
Period (in years)
Obdobie (v rokoch)
Estimated NPV (in NOK million)
Odhadovaná čistá aktuálna hodnota (v miliónoch NOK)
Internal assessments
Interné hodnotenia
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
Okrem externého poradenstva vypracoval vedúci pracovník zodpovedný za obstarávanie obce Narvik svoje vlastné hodnotenia.
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.
V prvom hodnotení predloženom výkonnému výboru v októbri 1999 dospel k záveru, že celkové riziko pre obec je vysoké v prípade dlhodobých zmlúv, ktoré sú vymedzené ako zmluvy na obdobie od 10 do 40 rokov.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
V druhom hodnotení, ktoré bolo predložené rokovacej skupine 16. marca 2000, sa rozoberali jednotlivé možnosti nakladania s koncesnou energiou.
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).
Rokovacia skupina však už zúžila rozsah jeho mandátu iba na hodnotenie rizika, času na zúčtovanie, daňový vplyv a maximalizáciu zisku v prípade troch scenárov (všetky počítajú s tým, že obec Narvik prevedie právo na koncesnú energiu na spoločnosť NEAS na obdobie 50 rokov a zníži svoj vlastnícky podiel v spoločnosti NEAS).
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Napriek tomu sa vedúci pracovník zodpovedný za obstarávanie vo svojom druhom hodnotení naďalej sústredil na význam dĺžky trvania zmluvy.
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)’.
Jeho hodnotenie hraničnej hodnoty nároku na koncesnú energiu za určité časové obdobie bolo, že „…uzatvoriť zmluvu na veľmi dlhé obdobie, napríklad na 50 rokov, znamená pre nás ako predajcov veľmi nízku pridanú hodnotu v porovnaní so zmluvou na kratšie obdobie (napríklad na 20 rokov vo výške 83 miliónov NOK)“.
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.
Po interných diskusiách o výhodách a nevýhodách dlhodobej zmluvy predložila rokovacia skupina svoje odporúčanie mestskej rade, v ktorom zmluvu na obdobie 50,5 roka odporúča ako primeranú na zníženie rizika pre obec a na zabezpečenie dlhodobého plánovacieho horizontu.
The sale of concession power
Predaj koncesnej energie
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
Spoločnosť NEAS sa usilovala odkúpiť iba 116,3 GWh koncesnej energie za ministerskú cenu.
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.
V rokovaniach so spoločnosťou však obec Narvik trvala na tom, aby jej nárok na koncesnú energiu odkúpila celý, a teda aby 11,7 GWh koncesnej energie za režijnú cenu bolo v jednom balíku s koncesnou energiou za ministerskú cenu.
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.
V máji 2000 sa strany konečne dohodli, že dohoda sa bude vzťahovať na celý objem 128 GWh koncesnej energie a že spoločnosť NEAS vyplatí 120 miliónov NOK za koncesnú energiu za ministerskú cenu a 6 miliónov NOK za koncesnú energiu za režijnú cenu.
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.
Mestská rada 25. mája 2000 formálne rozhodla, že obec by mala predať svoj nárok na 128 GWh koncesnej energie ročne spoločnosti NEAS na obdobie 50,5 roka za 126 miliónov NOK.
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.
Obec Narvik a spoločnosť NEAS 16. októbra 2000 formalizovali dohodu podpisom zmluvy, podľa ktorej obec Narvik predala nárok na koncesnú energiu za uvedených podmienok.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Zmluva neobsahovala mechanizmus úpravy ceny a finančné prostriedky mali byť vyplatené ako jednorazová platba vopred.
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).
Obec Narvik a spoločnosť NEAS podpísali 29. novembra 2000 dodatkovú dohodu, podľa ktorej sa spoločnosť NEAS za odkúpenie nároku na koncesnú energiu zaviazala zaplatiť obci Narvik 60 miliónov NOK v hotovostných finančných prostriedkoch a zvyšných 66 miliónov NOK formou nepeňažného vkladu vlastného kapitálu do spoločnosti NEAS (v čase, keď bola v 100- percentnom vlastníctve obce).
Sale of NEAS shares
Predaj akcií v spoločnosti NEAS
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
Obec Narvik v roku 2001 odpredala 49,99 % svojich akcií v spoločnosti NEAS spoločnostiam Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.
Comments from the Norwegian authorities
Pripomienky nórskych orgánov
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
Nórske orgány sa domnievajú, že zmluva so spoločnosťou NEAS bola uzatvorená za trhových podmienok.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
V prvom rade zdôrazňujú, že dohoda bola uzatvorená preto, lebo finančné prostriedky obce Narvik boli obmedzené a obec potrebovala likvidný kapitál.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
Po druhé NEAS musela vykonať rekapitalizáciu s cieľom reštrukturalizovať spoločnosť, a vytvoriť tak väčšiu regionálnu spoločnosť.
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.
A po tretie v čase uzatvorenia zmluvy predávala obec koncesnú energiu so stratou, pretože cena koncesnej energie bola vyššia ako cena dosiahnutá na trhu.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Napríklad v období od apríla 1999 do decembra 1999 stratila obec Narvik na predaji koncesnej energie 2,3 milióna NOK.
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.
Nórske orgány tvrdia, že primeranou trhovou referenčnou hodnotou pre dohodu na obdobie 50,5 roka je trvalý predaj elektrárne a že pri úprave s cieľom zohľadnenia relevantných rozdielov boli ceny, ktoré získala spoločnosť NEAS, v súlade s cenovými úrovňami predaja elektrární v rovnakom období.
For price data about the sale of power plants in 2000, the Norwegian authorities refer to a so-called real time review of the electricity market for year 2000 carried out by Pareto (the ‘Pareto Review’).
Pokiaľ ide o cenové údaje týkajúce sa predaja elektrární v roku 2000, nórske orgány odkazujú na tzv. prieskum trhu s elektrickou energiou v reálnom čase za rok 2000, ktorý vykonala spoločnosť Pareto (ďalej len „prieskum spoločnosti Pareto“).
In that review, it appears that the market prices for power plants sold in 2000 varied between NOK 1,64 and 1,77 per KWh of annual production capacity.
Podľa tohto prieskumu sa zdá, že trhové ceny elektrární predaných v roku 2000 sa pohybovali medzi 1,64 a 1,77 NOK za KWh ročnej výrobnej kapacity.
Narvik’s sale of entitlement to concession power equals approximately NOK 1,00 per KWh of annual production capacity.
Predaj nároku obce Narvik na koncesnú energiu zodpovedá približne sume 1,00 NOK za KWh ročnej výrobnej kapacity.
According to the Norwegian authorities, the difference between these figures can be explained by the following factors.
Podľa nórskych orgánov možno rozdiel medzi týmito číslami vysvetliť týmito faktormi.
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).
Po prvé, v roku 2000 predstavovali bežné prevádzkové náklady vrátane prebiehajúcich reinvestícií (bez odpisov) na novšiu elektráreň približne 0,05 NOK za KWh ročne (plus náklady na dodávku).
NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
Očakávané prebiehajúce platby spoločnosti NEAS boli dvojaké;
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.
Podľa scenára v roku 2000 teda čistý zisk majiteľa elektrárne predstavoval sumu 0,07 NOK za KWh v porovnaní so sumou 0,02 NOK za KWh koncesnej energie.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
V čase uzatvorenia zmluvy bola cena v roku 2010 odhadnutá na 0,20 NOK.
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.
Na základe tohto odhadu by podľa scenára v roku 2010 čistý zisk majiteľa elektrárne predstavoval sumu 0,15 NOK za KWh v porovnaní so sumou 0,10 NOK za KWh koncesnej energie.
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).
Po druhé, nórske orgány tvrdia, že ceny za predaj piatich elektrární z prieskumu spoločnosti Pareto je potrebné znížiť približne o 10 – 15 % pri uplatnení miery kapitalizácie na úrovni 4 % s cieľom zohľadniť rozdiel medzi kapitalizáciou v neobmedzenom časovom horizonte (kapitalizačný faktor 25) a kapitalizáciou v období 50 rokov (kapitalizačný faktor 21,48).
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.
Nórske orgány ďalej dodávajú, že počiatočné roky majú na výpočet čistej aktuálnej hodnoty najväčší vplyv a že značné náklady na reinvestície vyplývajúce z vlastníctva sa zvyčajne objavujú v neskoršej fáze, a teda pri výpočte čistej aktuálnej hodnoty znižujú túto hodnotu len v malej miere.
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.
Pri zohľadnení tejto skutočnosti nórske orgány tvrdia, že existuje úzka súvislosť medzi predajmi elektrární približne za 1,64 – 1,77 NOK za KWh ročnej výrobnej kapacity na jednej strane a prenájmami (platby za prístup k elektrickej energii na obdobie 50,5 roka) približne za 1,00 NOK za KWh koncesnej energie na druhej strane.
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.
Nórske orgány teda tvrdia, že porovnanie, ktoré zohľadňuje tieto faktory, preukazuje, že cena, ktorú spoločnosť NEAS zaplatila za koncesnú energiu, je porovnateľná s cenou za elektrárne predané v rovnakom období, a dodávajú, že závery o cenovej úrovni podkladá správa DT a dve správy DS vypracované pred uzatvorením dohody o koncesnej energii na obdobie 50,5 roka.
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.
Pokiaľ ide o usmernenia dozorného úradu k prvkom štátnej pomoci pri predaji pozemkov a budov verejnoprávnymi orgánmi (ďalej len „usmernenia SOL“) [16], nórske orgány tvrdia, že konkurenčný a nepodmienený postup verejného obstarávania je iba jednou z metód určovania trhových cien pri predaji verejných aktív, ktoré dozorný úrad uznáva.
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.
Nórske orgány zdôrazňujú, že v usmerneniach SOL dozorný úrad zároveň uznáva, že trhovú cenu, ktorá neobsahuje prvky pomoci, možno určiť na základe nezávislého odborného hodnotenia.
The Norwegian authorities note that the DT and the two DS reports were delivered before the 50,5 year contract was concluded.
Nórske orgány poznamenávajú, že správa DT a dve správy DS boli predložené, prv než bola uzatvorená zmluva na obdobie 50,5 roka.
The second DS report determined the value on the basis of ‘direct market research’, which according to the Norwegian authorities resulted in a market testing similar to that of a tender procedure.
V druhej správe DS bola hodnota stanovená na základe „priameho výskumu trhu“, ktorého výsledkom podľa nórskych orgánov bolo testovanie trhu podobné testovaniu postupu verejného obstarávania.
The Norwegian authorities also note that the final price was within the upper level of the three valuations.
Nórske orgány zároveň poznamenávajú, že konečná cena sa pohybovala v rozmedzí hornej úrovne troch hodnotení.
The Norwegian Authorities further argue that it was appropriate for no price adjustment clause to be included, since the purchase price was paid as a lump sum, and not on an ongoing basis.
Nórske orgány ďalej tvrdia, že nezahrnutie doložky o úprave ceny bolo primerané, keďže kúpna cena sa vyplatila jednorazovou platbou a nie niekoľkými priebežnými platbami.
The Norwegian authorities argue that the fact that the sale was settled up front – partly in cash and partly as a contribution in kind – similar to a permanent power plant sale, it is ‘unnatural and very unusual’ to include a price adjustment mechanism.
Nórske orgány tvrdia, že vzhľadom na skutočnosť, že predaj bol dohodnutý vopred – čiastočne formou hotovostných finančných prostriedkov a čiastočne ako nepeňažný vklad – podobne ako pri trvalom predaji elektrárne, je „neprirodzené a veľmi nezvyčajné“ zahrnúť mechanizmus úpravy ceny.
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].
Nórske orgány ďalej uvádzajú, že na základe modelu nepeňažného vkladu by ďalšia úprava bola navyše pravdepodobne neoprávnená vzhľadom na ustanovenia zákona o spoločnostiach s ručením obmedzeným [17].
One third party, NEAS (now Nordkraft), submitted comments to Decision 393/11/COL.
Jedna tretia strana, spoločnosť NEAS (v súčasnosti Nordkraft), predložila pripomienky k rozhodnutiu 393/11/COL.
NEAS essentially concurs with the views of the Norwegian authorities.
Spoločnosť NEAS v zásade súhlasí s názormi nórskych orgánov.
It follows from this provision that, for state aid to be present, the measure must confer an economic advantage on the recipient.
Z tohto ustanovenia vyplýva, že ak má ísť o štátnu pomoc, musí opatrenie poskytovať príjemcovi hospodársku výhodu.
In the following, the Authority assesses the question of the presence, in the case at hand, of such an economic advantage.
V ďalšom texte dozorný úrad posudzuje otázku existencie hospodárskej výhody v danom prípade.
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].
Súdny dvor Európskej únie uviedol, že na to, aby sa potvrdilo, či štátne opatrenie predstavuje pomoc, treba zistiť, či podnik, ktorý je jej príjemcom, tým získava hospodársku výhodu, ktorú by za bežných trhových podmienok nezískal [18].
In order to assess the presence of an economic advantage, the Authority applies the principle of a (hypothetical) market economy investor [19].
Na účely posúdenia existencie hospodárskej výhody uplatňuje dozorný úrad zásadu (hypotetického) investora v trhovom hospodárstve [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.
Ak bola príslušná transakcia uskutočnená v súlade so zásadou investora v trhovom hospodárstve, t. j. ak obec predala nárok na koncesnú energiu za jeho trhovú hodnotu a cena aj podmienky transakcie by pre obozretného súkromného investora v trhovom hospodárstve boli prijateľné, transakcia by nepriniesla spoločnosti NEAS hospodársku výhodu, a teda by nepredstavovala poskytnutie štátnej pomoci.
On the contrary, state aid could be involved if the transaction was not carried out at market price.
Naopak štátna pomoc by mohla existovať, keby sa transakcia neuskutočnila za trhovú cenu.
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.
Pri tomto posúdení nemôže dozorný úrad nahradiť obchodný úsudok obce Narvik svojím vlastným, čo znamená, že obec má ako vlastník nároku na koncesnú energiu priestor pre voľnú úvahu, aby rozhodla o tom, ako bude za bežných konkurenčných podmienok konať.
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.
Hodnotenie ceny a podmienok zmluvy medzi obcou a spoločnosťou NEAS by sa malo zakladať na informáciách, ktoré mala obec Narvik k dispozícii v čase uzatvorenia zmluvy.
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.
Vo všeobecnosti by informované posúdenie ex ante stačilo na to, aby sa vylúčila existencia štátnej pomoci, a to aj v prípade, že by sa s odstupom času ukázalo, že predpoklady použité v posúdení boli nesprávne.
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.
Dozorný úrad preto v ďalšom texte posudzuje, či obec Narvik konala ako súkromný trhový investor, keď uzatvorila zmluvu o predaji svojho nároku na koncesnú energiu.
The Authority is mindful of the context in which the transaction was entered into.
Dozorný úrad si je vedomý okolností, za akých sa transakcia uskutočnila.