natgillin/translations-raw huggingface dataset:
Consequently its results can be tested and verified.
Av det följer att den rapportens resultat kan testas och verifieras.
The Authority therefore finds that the DT report is the most credible report.
Myndigheten anser därför att DT-rapporten har den största trovärdigheten.
In the view of the Authority, the fact that all of the four reports give similar results [21] however strengthens the results of the DT report and arguably also those of the three other reports.
Myndigheten anser dock att det faktum att alla fyra rapporterna uppvisade liknande resultat [21] stärker DT-rapportens resultat och därmed även de tre övriga rapporternas resultat.
The Authority notes that although a price determined by an independent value assessor normally can be held to exclude the presence of an advantage in the sale of easily appraisable generic land or buildings that have been subject to numerous transactions, this is not necessarily the case for land and buildings with more unique qualities or where the circumstances surrounding the sale are liable to cast doubt on whether the expert evaluation reflect the actual market value of the property [22].
Myndigheten noterar att även om ett pris som fastställts av en oberoende värderare i regel kan anses utesluta förekomsten av en fördel vid försäljning av allmän mark vars värde är lätt att uppskatta eller byggnader som har varit föremål för ett flertal transaktioner, är detta inte nödvändigtvis fallet för mark och byggnader som har mera unika kvaliteter eller i fall där omständigheterna kring försäljningen kan ge upphov till tvivel om huruvida expertvärderingen återspeglar egendomens aktuella marknadsvärde [22].
As explained in the following, fixed price power supply contracts of a duration exceeding 6 years are unusual and not commonly observed.
Såsom konstateras nedan är det ovanligt med elförsörjningskontrakt med löptid över sex år.
Due to the lack of a market where comparable prices can be observed and due to the volatility of electricity prices, an expert evaluation is less suitable as an instrument to determine the market price of a fixed price 50,5 year power contract [23].
Då det inte finns en marknad där jämförbara priser kan observeras och på grund av elprisernas fluktuationer är en expertutvärdering mindre lämplig som instrument för att bestämma marknadspriset för ett elavtal med fast pris för 50,5 år [23].
In any event, the Authority recalls that it is the market economy investor test, and not the SOL, which concerns sale of public land and buildings, that is the applicable test to assess whether a power contract concluded by a public authority involves an advantage ‘favouring’ an undertaking.
Myndigheten påminner dock om att det är kriterierna för en investerare i en marknadsekonomi, inte myndighetens riktlinjer, som gäller vid försäljning av offentligt ägd mark och byggnader, för bedömning av huruvida ett elavtal som slutits av en offentlig myndighet inbegriper en fördel som gynnar ett företag.
Indeed, that the general market economy investor principle applies to long term power contracts, has been confirmed by the General Court in Budapesti Erőmű Zrt v Commission where the General Court endorsed the approach taken by the European Commission (‘the Commission’) in a case concerning long term power contracts concluded by the Hungarian authorities [24].
Principen om en investerare i en marknadsekonomi gäller även för långsiktiga elavtal, enligt det som bekräftats av domstolen i mål Budapesti Erőmű Zrt mot kommissionen där domstolen bekräftade Europeiska kommissionens synsätt i ett fall rörande långsiktiga elavtal som slutits av de ungerska myndigheterna [24].
In that case the Commission identified the main practices of commercial operators on European electricity markets that were relevant for the purposes of its analysis and assessed whether the agreements in the case at hand were in line with those practices, or whether the contracts were concluded on terms that would not have been acceptable to an operator acting purely on commercial grounds [25].
I det fallet identifierade kommissionen de kommersiella aktörernas huvudsakliga metoder på de europeiska elmarknaderna i den mån de var relevanta för analys, och bedömde huruvida avtalen i det föreliggande fallet var i linje med dessa metoder eller om avtalen hade slutits på villkor som inte hade skulle ha godtagits av en aktör som enbart agerar på kommersiella grunder [25].
The Commission found that long term power contracts with a duration of more than 6 years are rarely concluded on the European market [26].
Kommissionen noterade att långsiktiga elavtal med löptid över sex år sällan sluts på den europeiska marknaden [26].
The information available to the Authority confirms this finding.
Den information som myndigheten har tillgång till bekräftar detta.
There are therefore few if any long term power contracts with which to benchmark the price of power sold for 50,5 years into the future.
Det finns därför få eller inga långsiktiga energiavtal som kan användas som riktlinje för pris på energi som säljs för 50,5 år framåt.
Long term estimates of future power prices do however have to be made by potential buyers and sellers of power plants.
Potentiella köpare och säljare av kraftverk måste dock göra långsiktiga uppskattningar av framtida energipriser.
It is on this basis the Norwegian authorities have argued that the sale of Narvik’s entitlement to concession power should be likened to the sale of a hydro power plant.
Det är på denna grund som de norska myndigheterna har hävdat att försäljningen av Narviks rätt till koncessionskraft bör ses på samma sätt som en försäljning av ett vattenkraftverk.
To support this argument, the Norwegian authorities have provided the Authority with the Pareto Review which gives an overview over five hydro power plants sold in Norway in the year 2000.
Som stöd för detta argument har de norska myndigheterna försett myndigheten med Pareto-granskningen som ger en översikt av fem vattenkraftverk som sålts i Norge under år 2000.
The Norwegian authorities argue that both in the case of a hydro power plant sale as well as Narvik’s sale of its entitlement to concession power, the sales prices represent the NPV of the expected cash flows of the production volume.
De norska myndigheterna hävdar att både i fråga om försäljning av ett vattenkraftverk såväl som Narviks försäljning av sin rätt till koncessionskraft representerar försäljningspriserna nettonuvärdet av de förväntade kassaflödena för produktionsvolymen.
Thus, like Narvik and NEAS in the case at hand, any buyer or seller of a hydro power plant will have to assess the plant’s value based on expected production incomes minus expected costs discounted at a relevant discount rate for as long as the new owner can exploit the relevant hydropower.
Det betyder att på samma sätt som för Narvik och NEAS i det föreliggande fallet, måste varje köpare eller säljare av ett vattenkraftverk bedöma anläggningens värde på grundval av förväntade produktionsintäkter minus förväntade kostnader diskonterade enligt relevant diskonteringssats för så länge som den nya ägaren kan utnyttja den relevanta vattenkraften.
The Norwegian authorities argue that, corrected for certain relevant factors, the prices of the five hydro power plants mentioned in the Pareto report are comparable to the price obtained in the sale of Narvik’s entitlement to concession power.
De norska myndigheterna hävdar att om man gör korrigering för vissa relevanta faktorer kan priserna för de fem vattenkraftverken som nämns i Pareto-rapporten jämföras med det pris som erhölls vid försäljning av Narviks rätt till koncessionskraft.
In this context, the Authority notes the correction factors referred to by the Norwegian authorities, as explained in chapter I.11 above.
I detta sammanhang noterar myndigheten de korrektionsfaktorer som de norska myndigheterna hänvisar till (se kapitel I.(39) ovan).
For the five hydro power plants, the range of sales prices per KWh of production capacity was between NOK 1,66 and 1,74.
För de fem vattenkraftverken varierade försäljningspriserna per kWh produktionskapacitet mellan 1,66 och 1,74 NOK.
A permanent sale of an asset will increase the NPV of the asset compared to a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years, as the asset is assumed to have positive cash flow beyond year 50,5.
En permanent försäljning av en tillgång ökar tillgångens nettonuvärde i jämförelse med en försäljning av en rätt att köpa koncessionskraft under 50,5 år, eftersom tillgången antas ha ett positivt kassaflöde efter 50,5 år.
The Norwegian authorities have assumed a 4 % capitalisation rate which result in a downward adjustment of the sales price by approximately 10-15 % in order to compare a permanent sale with the time limited concession power sale [27].
De norska myndigheterna har utgått från en kapitaliseringstakt på 4 % som ger en nedåtjustering av försäljningspriset med cirka 10–15 % när man jämför en permanent försäljning med den tidsbegränsade försäljningen av koncessionskraft [27].
The second difference between a permanent sale and a sale of the entitlement to purchase concession power over 50,5 years concerns the cost base to use in the NPV model – total production costs vs. the concession price.
Den andra skillnaden mellan en permanent försäljning och en försäljning av rätten att köpa koncessionskraft under 50,5 års tid handlar om vilken kostnadsbas som ska användas i modellen för nettonuvärde – totala produktionskostnader eller koncessionspriset.
The Norwegian Authorities have argued that the typical operating cost including reinvestment for a newer power plant was approximately NOK 0,05 per KWh while the ministry price at the time was approximately NOK 0,10 per KWh.
De norska myndigheterna har hävdat att den typiska driftskostnaden inklusive reinvestering för ett nyare kraftverk var cirka 0,05 NOK per kWh medan departementspriset vid tidpunkten låg på cirka 0,10 NOK per kWh.
In order to assess whether the prices for the power plants constitute appropriate proxies for the market price of the concession power at issue, it is necessary to look at each element of the argument in more detail.
För att bedöma huruvida priserna för kraftverken utgör lämpliga approximationer för marknadspriset för den berörda koncessionskraften är det nödvändigt att granska argumentets alla delar i närmare detalj.
The Authority’s assessment is based on information provided by the Norwegian authorities and other publically available information.
Myndighetens bedömning baserar sig på information från de norska myndigheterna och annan allmänt tillgänglig information.
In the following analysis nominal figures are used in all calculations [28].
I analyserna nedan används nominella värden i alla beräkningar [28].
For the five hydro power plants mentioned in the Pareto Review, the sales prices per KWh of production capacity was in the range from NOK 1,66 to 1,74.
För de fem vattenkraftverk som nämns i Pareto-granskningen låg försäljningspriserna per kWh produktionskapacitet inom området 1,66–1,74 NOK.
In a report issued by the economic consultancy firm Econ Pöyry analysing power plant sales between 1996 and 2005, the average transaction value in the year 2000 appears to be somewhat higher, estimated at approximately NOK 1,85.
Enligt en rapport från ekonomikonsultföretaget Econ Pöyry med analys av kraftverksförsäljningar mellan 1996 och 2005 verkar det genomsnittliga transaktionsvärdet år 2000 ligga något högre, uppskattningsvis 1,85 NOK.
Since the ECON report refers to a higher average transaction value than the Pareto review, the Authority will use a range of NOK 1,70 to 1,80 in the further analysis.
Eftersom Econ-rapporten hänvisar till ett genomsnittligt transaktionsvärde som är högre än det som anges i Pareto-granskningen, kommer myndigheten att i fortsatt analys använda intervallet 1,70–1,80 NOK.
The second factor to consider is how to adjust price levels from a permanent sale to a time limited sale over 50,5 years.
En annan faktor att överväga är hur prisnivåerna ska justeras från en permanent försäljning till en tidsbegränsad försäljning över 50,5 år.
The Norwegian authorities have argued that the appropriate adjustment factor is 10-15 % based on a capitalization rate of 4 %.
De norska myndigheterna har hävdat att den lämpliga justeringsfaktorn är 10–15 % utifrån en kapitaliseringstakt på 4 %.
The Authority finds that the choice of capitalization rate is closely linked to the choice of discount rate in the NPV model.
Myndigheten anser att valet av kapitaliseringstakt är nära förknippat med valet av diskonteringssats i modellen med nettonuvärde.
The nominal after tax discount rate that was used in the DT report was 6,8 % while the AA report used 7 %.
Den nominella diskonteringssats efter skatt som användes i DT-rapporten var 6,8 % medan motsvarande värde i AA-rapporten var 7 %.
It is also noted that NVE has used a 6,5 % rate when assessing new hydro power plant projects [29].
Likaså har noterats att NVE använde en sats på 6,5 % vid bedömning av nya vattenkraftverksprojekt [29].
The cost price calculation model uses a 6 % rate [30].
För modellen med självkostnadspris används en sats på 6 % [30].
The Authority is, on the basis of the above, of the opinion that the appropriate discount rate and hence the appropriate capitalisation rate to apply when comparing a permanent sale to a time-limited sale, is in the range of 6-7 % nominally after tax.
På grundval av detta anser myndigheten att den lämpliga diskonteringssatsen och därmed den lämpliga kapitaliseringstakten som ska tillämpas vid jämförelse av en permanent försäljning med en tidsbegränsad säljning ligger inom området 6–7 % nominellt efter skatt.
On this basis, the appropriate adjustment of value from a permanent sale to a 50,5 year sale is not 10-15 % as argued by the Norwegian authorities but closer to 4-5 %.
På denna grund är den lämpliga justeringen av värdet från en permanent försäljning till en 50,5-års försäljning inte 10–15 % som de norska myndigheterna hävdar, utan närmare 4–5 %.
The third factor to consider is the expected future market price of electricity.
Den tredje faktorn att överväga är det förväntade framtida marknadspriset på el.
As explained above, forecasting future power prices for 50 years or longer is an exercise fraught with difficulty.
Som förklarat ovan är det synnerligen svårt att förutse energipriser för 50 år eller mer framåt i tiden.
In the valuation reports described above, in particular the AA and the DT report, the market price of power was expected to increase steadily for a period of 10-20 years beyond which the prices were expected to be constant in real terms (i.e. only increase with expected inflation) [31].
Enligt de värderingsrapporter som beskrivs ovan, särskilt AA-rapporten och DT-rapporten, förväntas marknadspriset på energi öka stadigt under en period på 10–20 år varefter priserna förväntas vara konstanta i reella termer (dvs. endast öka i takt med den förväntade inflationen) [31].
This suggest that the consensus in the market at the time was that future power prices in the long term would remain constant in real terms and not continue to increase [32].
Detta låter förstå att konsensus på marknaden vid den tidpunkten var att de framtida energipriserna på lång sikt skulle förbli konstanta i reella termer och inte fortsätta öka [32].
The Authority assumes that the same uncertainty about future power prices was present for all market participants, also those that were buying and selling power plants during the same period as the sale of the concession power entitlement.
Myndigheten utgår från att samma osäkerhet rörande framtida energipriser gällde hos alla marknadsdeltagare, även sådana som köpte och sålde kraftverk under samma period som rätten till koncessionskraft såldes.
As such, there is no reason to assume that different market participants have access to significantly different information concerning market price expectations.
Det finns som sådant inget skäl att anta att olika marknadsdeltagare har tillgång till avsevärt avvikande information rörande förväntningarna om marknadspris.
Moving from revenue to costs, the comparison presented by the Norwegian authorities refers to a scenario where there is a difference in cash outflows per KWh between a permanent sale and the sale of concession power of NOK 0,05 due to an expected concession price of approximately NOK 0,10 and an operating cost including reinvestment of approximately NOK 0,05.
Vid övergång från intäkter till kostnader hänvisar jämförelsen som presenterats av de norska myndigheterna till ett scenario där det finns en skillnad i kassautflöde per kWh mellan en permanent försäljning och försäljning av koncessionskraft på 0,05 NOK beroende på ett förväntat koncessionspris på cirka 0,10 NOK och en driftskostnad inklusive reinvestering på cirka 0,05 NOK.
As regards the ministry price for concession power, the consultants who advised Narvik and NEAS expected the prices to remain relatively constant in real terms meaning that neither significant efficiency gains nor great volatility in the cost base was expected.
Vad gäller departementspriset för koncessionskraft förväntade sig de konsulter som var rådgivare åt Narvik och NEAS att priserna skulle förbli relativt oförändrade i reella termer, dvs. att man inte förväntade sig betydande effektivitetsvinster eller stora fluktuationer rörande kostnadsbasen.
In principle, the ministry price for concession power was expected to increase with inflation [33].
I princip förväntades att departementspriset för koncessionskraft ökar med inflationen [33].
Based on the available information, the Authority is of the opinion that the same assumptions would have been made by a prudent investor and therefore assumes that there would be no major changes to the cost price concession power price in the further analysis.
På grundval av tillgänglig information anser myndigheten att samma antaganden skulle ha gjorts av en sunt agerande investerare och antar därför att det inte förekommer betydande ändringar av självkostnadspriset för koncessionskraft i den fortsatta analysen.
These costs make up the relevant cash outflow in the calculation of the value of the concession power [34].
Dessa kostnader bildar det relevanta kassautflödet vid beräkning av koncessionskraftens värde [34].
As there are a number of variables that can affect the level of cash outlays over time, the NOK 0,05 figure combining operating and reinvestment cost needs to be assessed based on its various components.
Eftersom det finns ett antal variabler som kan påverka kassautflödets nivå över tiden, måste värdet på 0,05 NOK, i vilket kombineras drifts- och reinvesteringskostnad, bedömas på grundval av de olika komponenterna.
Firstly, it is apparent that a power plant will have a certain level of general operating and maintenance costs.
Det är för det första uppenbart att ett kraftverk har vissa drifts- och underhållskostnader.
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].
Som antagande gäller att drifts- och underhållskostnaderna för ett vattenkraftverk allmänt taget är relativt låga och konstanta inom området 0,02–0,05 per kWh [35].
This is supported by the cost data used to determine the ministry price.
Detta antagande stöds av de kostnadsuppgifter som använts för att fastställa departementspriset.
In 2000 the compensation under that model for operating and maintenance costs were NOK 0,267 per KWh.
År 2000 var ersättningen enligt den modellen för drifts- och underhållskostnader 0,267 NOK per kWh.
Also other cash outflows are relevant for the NPV calculation.
Även andra kassautflöden är relevanta för beräkningen av nettonuvärde.
In the ministry price calculation from 2000 taxes were compensated with NOK 0,021.
I ministeriets prisberäkning från år 2000 kompenserades skatterna med 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.
Den aktuella skatten för ett givet kraftverk beror självfallet på vinsterna, men utifrån att departementspriset är avsett att vara representativt för genomsnittskostnaden för ett typiskt kraftverk i Norge, verkar det rimligt att utgå från en skattekostnad på cirka 0,02 NOK per 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.
Den sista kassautflödesdelen i nettonuvärdet är reinvesteringskostnaden, som väsentligen beror på tidpunkten och nivån för reinvesteringar som behövs vid kraftverket.
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.
Myndigheten utgår från att den ekonomiska livstiden för ett vattenkraftverk med tanke på redovisningsändamål är 40 år [36], även om den faktiska livstiden kan vara längre.
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.
Reinvesteringsnivån är i många fall hög, och därför är tidpunkten för kassautflödet av stor vikt för beräkningen av nettonuvärde, vilket också de norska myndigheterna betonar.
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.
Om reinvesteringen görs tidigt inom beräkningsperioden är minskningen av nettonuvärde betydligt högre än om reinvesteringen görs senare inom beräkningsperioden.
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.
De norska myndigheterna har dock inte försett myndigheten med information om reinvesteringsbehoven för de vattenkraftverk som såldes 1999 och 2000 och som de använder som grund för sin jämförelse.
The Authority notes that it is likely not readily available nor easily obtainable due to its age and presumably business sensitive nature.
Myndigheten noterar att informationen sannolikt inte är lätt tillgänglig, på grund av informationens ålder och sannolikt även kommersiellt känsliga karaktär.
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].
Vid justering av priserna för de berörda vattenkraftverken med hänsyn till de två ovan nämnda skillnaderna, tidsperioden och kostnadsbasen, hävdar de norska myndigheterna att prisområdet mellan 1,66 och 1,74 NOK per kWh är jämförbart med priset på koncessionskraft, cirka 1,00 NOK per 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).
Som konstaterat ovan tyder informationen som myndigheten har tillgång till att det genomsnittliga transaktionsvärdet för 1999 och 2000 var något högre än detta (cirka 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.
Myndigheten kommer därför att jämföra ett prisområde på 1,70–1,80 NOK per kWh med det pris på 1,00 NOK som Narvik fått.
The first adjustment would be to make the permanent sales prices comparable to a 50,5 year contract.
Den första justeringen är att göra priset på permanent försäljning jämförbart med priset på ett avtal på 50,5 år.
The Authority have used a capitalization rate of 6 % which reduces the permanent sales values by approximately 5,5 %.
Myndigheten har använt en kapitaliseringstakt på 6 %, som minskar värdena för permanent försäljning med cirka 5,5 %.