natgillin/translations-raw huggingface dataset:
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.
I den första bedömningen som lades fram för formannskapet i oktober 1999 konstaterades att den övergripande risken för kommunen var hög för långtidsavtal definierade mellan 10 och 40 år.
In his second assessment, presented to the negotiation team on 16 March 2000, various options for handling the concession power were discussed.
I den andra bedömningen som lades fram för förhandlingsgruppen den 16 mars 2000 behandlades flera alternativ för hantering av koncessionskraft.
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).
Vid den tidpunkten hade dock förhandlingsgruppen begränsat mandatet till att enbart bedöma risken, tiden fram till betalning, skatteföljder och vinstmaximering för tre scenarier (som alla innebar att Narvik överför rätterna till koncessionskraft till NEAS för 50 år och minskar sitt innehav i NEAS).
Notwithstanding this, in his second assessment, the head of procurement continued to focus on the importance of the length of the contract.
Trots detta fortsatte den upphandlingsansvarige i sin andra bedömning att fokusera på vikten av avtalets löptid.
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)’.
Hans bedömning av marginalvärdet för rätten till koncessionskraft över tiden var att … ett så långt avtal som 50 år ger ett mycket litet mervärde för oss som säljare jämfört med ett avtal med kortare löptid (t.ex. 20 år med 83 miljoner 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.
Efter interna diskussioner rörande fördelar och nackdelar med ett långtidskontrakt lämnade förhandlingsgruppen sin rekommendation till bystyret om att ett kontrakt med en löptid på 50,5 år vore lämpligt för att minska kommunens risk och ge en långsiktig planeringshorisont.
The sale of concession power
Försäljning av koncessionskraft
NEAS had only sought to purchase the 116,3 GWh of ministry price concession power.
NEAS hade endast velat köpa 116,3 GWh av koncessionskraft enligt departementspris.
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.
Vid förhandlingarna med företaget insisterade dock Narvik på att rätten till koncessionskraft köps fullt ut och att självkostnadsandelen på 11,7 GWh kopplas till koncessionskraft enligt departementspris.
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.
I maj 2000 kom parterna slutligen överens om att ta hela mängden 128 GWh koncessionskraft som täcks av avtalet och att NEAS betalar 120 miljoner NOK för koncessionskraften enligt departementspris och 6 miljoner NOK för koncessionskraften enligt självkostnadspris.
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.
Den 25 maj 2000 beslutade bystyret att kommunen säljer sin årliga rätt på 128 GWh koncessionskraft till NEAS för 50,5 år för 126 miljoner 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.
Den 16 oktober 2000 formaliserade Narvik och NEAS överenskommelsen genom att teckna ett avtal genom vilket Narvik sålde rätten till koncessionskraft enligt de ovan beskrivna villkoren.
No price adjustment mechanism was included in the contract, and the money was to be paid as an upfront lump sum.
Avtalet innehöll ingen prisjusteringsmekanism och beloppet skulle betalas i förskott som en klumpsumma.
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).
Den 29 november 2000 tecknade Narvik och NEAS ett tilläggsavtal genom vilket NEAS åtog sig att betala 60 miljoner NOK kontant till Narvik för köpet av rätten till koncessionskraft, och återstoden på 66 miljoner NOK som ett kapitalbidrag i natura som injiceras i NEAS (som vid den tidpunkten ägdes till 100 % av kommunen).
Sale of NEAS shares
Försäljning av NEAS-andelar
In 2001, Narvik divested 49,99 % of its shares in NEAS to Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
År 2001 sålde Narvik 49,99 % av sina andelar i NEAS till två kraftverksföretag, Vesterålskraft AS och Hålogalandskraft AS.
Comments from the Norwegian authorities
Kommentarer från de norska myndigheterna
The Norwegian authorities are of the view that the contract with NEAS was concluded at market terms.
De norska myndigheterna anser att avtalet med NEAS slöts på marknadsvillkor.
They firstly emphasise that the agreement was concluded because Narvik’s finances were strained and it was in need of liquid capital.
De betonade för det första att avtalet slöts eftersom Narviks finanser var ansträngda och det fanns ett behov av likvida medel.
Secondly, NEAS needed to undergo recapitalization in order to restructure the company to create a larger regional company.
För det andra behövde NEAS rekapitalisering för att strukturera företaget och skapa ett större regionalt företag.
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.
Och slutligen, när avtalet slöts hade kommunen sålt koncessionskraft med förlust eftersom priset på koncessionskraft var högre än det pris som erhölls på marknaden.
By way of example, in the period April 1999 to December 1999, Narvik lost NOK 2,3 million on the sale of concession power.
Som exempel kan nämnas att Narvik under perioden mellan april 1999 och december 1999 förlorade 2,3 miljoner NOK genom försäljning av koncessionskraft.
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.
De norska myndigheterna hävdar att ett lämpligt riktmärke för marknadsvärdet av ett avtal på 50,5 år är en permanent försäljning av ett kraftverk och att de priser som NEAS erhöll, med justering för relevanta skillnader, var i linje med prisnivåerna för försäljning av kraftverk under samma period.
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’).
För prisuppgifter rörande försäljning av kraftverk år 2000 hänvisar de norska myndigheterna till en så kallad realtidsgranskning av elmarknaden för år 2000 som gjordes av Pareto (nedan kallad Pareto-granskningen).
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.
Enligt den varierade marknadspriserna för kraftverk som såldes år 2000 mellan 1,64 och 1,77 NOK per kWh årlig produktionskapacitet.
Narvik’s sale of entitlement to concession power equals approximately NOK 1,00 per KWh of annual production capacity.
Narviks försäljning av rätten till koncessionskraft motsvarar cirka 1,00 NOK per kWh årlig produktionskapacitet.
According to the Norwegian authorities, the difference between these figures can be explained by the following factors.
Enligt de norska myndigheterna kan skillnaderna mellan dessa prisuppgifter förklaras med följande faktorer.
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).
För det första, år 2000 uppgick de typiska driftskostnaderna inklusive fortlöpande reinvestering (utan nedskrivning) för ett nytt kraftverk till cirka 0,05 NOK per kWh per år (plus matningskostnader).
NEAS’ expected ongoing payment was twofold;
NEAS förväntade fortlöpande betalning var det dubbla;
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.
Således skulle scenariot för år 2000 ge en nettovinst på 0,07 NOK per kWh för en kraftverksägare, jämfört med 0,02 NOK per kWh för koncessionskraft.
At the time of the conclusion of the contract, the estimated 2010 price was NOK 0,20.
När avtalet slöts var det förväntade priset för år 2010 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.
På grundval av den uppskattningen skulle scenariot för år 2010 ge en nettovinst på 0,15 NOK per kWh för en kraftverksägare, jämfört med 0,10 NOK per kWh för koncessionskraft.
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).
För det andra hävdar de norska myndigheterna att priserna för försäljning av de fem kraftverken enligt Pareto-granskningen måste minskas med cirka 10–15 % när man tillämpar en kapitaliseringstakt på 4 % för att kompensera för skillnaden mellan kapitalisering över oändlig tid (kapitaliseringsfaktor 25) och 50 år (kapitaliseringsfaktor 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.
De norska myndigheterna tillägger att den största inverkan på beräkningen av nettonuvärde sker under de första åren och att de tunga reinvesteringskostnader som hör samman med ägarskap typiskt kommer i ett senare skede och därför endast har en liten minskningsinverkan på beräkningen av nettonuvärde.
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.
Med beaktande av detta hävdar de norska myndigheterna att det finns en nära korrelation mellan å ena sidan försäljningar av kraftverk för cirka 1,64–1,77 NOK per kWh årlig produktionskapacitet och å andra sidan hyror (betalning för eltillträde för 50,5 år) på cirka 1,00 NOK per kWh koncessionskraft.
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.
De norska myndigheterna hävdar således att en jämförelse där man gör justeringar för dessa faktorer visar att det pris som NEAS betalade för koncessionskraft kunde jämföras med priset på kraftverk som sålts under samma period och att slutledningen om prisnivå har stöd av DT-rapporten och de två DS-rapporterna som föregick avtalet om koncessionskraft för 50,5 år.
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.
Genom hänvisning till myndighetens beslut om riktlinjer för inslag av stöd i offentliga myndigheters försäljning av mark och byggnader (nedan kallade myndighetens riktlinjer) [16] hävdar de norska myndigheterna att ett konkurrensutsatt och villkorslöst anbudsförfarande är den enda metod som myndigheten godkänner för bestämning av marknadspriserna vid försäljning av offentliga tillgångar.
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.
De norska myndigheterna betonar att myndigheten i sina riktlinjer också erkänner att en marknad fri från stöd kan etableras på grundval av en oberoende expertutvärdering.
The Norwegian authorities note that the DT and the two DS reports were delivered before the 50,5 year contract was concluded.
De norska myndigheterna noterar att DT-rapporten och de två DS-rapporterna levererades innan avtalet för 50,5 år slöts.
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].
De norska myndigheterna hävdar att det vid en försäljning som betalas i förskott – delvis kontant och delvis som bidrag i natura – i likhet med en permanent kraftverksförsäljning, är ”onaturligt och mycket ovanligt” att inkludera en mekanism för prisjustering. De norska myndigheterna hävdar vidare att modellen med bidrag i natura skulle göra att en senare justering sannolikt även hade varit olaglig enligt lagen om aktiebolag [17].
One third party, NEAS (now Nordkraft), submitted comments to Decision 393/11/COL.
En tredje part, NEAS (numera Nordkraft), lämnade synpunkter på beslut 393/11/KOL.
NEAS essentially concurs with the views of the Norwegian authorities.
NEAS delar i det väsentliga de norska myndigheternas synsätt.
It follows from this provision that, for state aid to be present, the measure must confer an economic advantage on the recipient.
Denna bestämmelse innebär att statligt stöd anses föreligga om åtgärden ger mottagaren en ekonomisk fördel.
In the following, the Authority assesses the question of the presence, in the case at hand, of such an economic advantage.
I det följande gör myndigheten en bedömning av frågan om en eventuell förekomst i det föreliggande fallet av en sådan ekonomisk fördel.
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].
Europeiska unionens domstol har slagit fast att när det gäller att bekräfta förekomsten av statligt stöd är det nödvändigt att fastställa huruvida det mottagande företaget får en ekonomisk fördel som det inte skulle ha fått under normala marknadsförhållanden [18].
In order to assess the presence of an economic advantage, the Authority applies the principle of a (hypothetical) market economy investor [19].
Vid bedömning av förekomsten av en ekonomisk fördel tillämpar myndigheten principen om en (hypotetisk) investerare i en marknadsekonomi [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.
Om transaktionen i fråga genomfördes enligt principen om en investerare i en marknadsekonomi, dvs. om kommunen sålde rätten till koncessionskraft till marknadsvärde och transaktionens pris och villkor skulle ha varit godtagbara för en sunt agerande privat investerare i en marknadsekonomi, skulle transaktionen inte ge NEAS någon ekonomisk fördel och således inte ha inslag av statligt stöd.
On the contrary, state aid could be involved if the transaction was not carried out at market price.
I ett motsatt fall kunde det finnas inslag av statligt stöd om transaktionen inte genomförts till marknadspris.
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.
Vid bedömningen kan myndigheten inte ersätta Narviks affärsmässiga bedömning med sin egen, vilket betyder att kommunen i egenskap av ägare till rätten till koncessionskraft har ett visst utrymme att välja hur den agerar i normala konkurrensutsatta förhållanden.
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.
En bedömning av pris och avtalsvillkor mellan kommunen och NEAS bör basera sig på den information som Narvik hade tillgång till när avtalet slöts.
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.
I regel är en informerad förhandsbedömning tillräcklig för att utesluta inslag av statligt stöd, även om de antaganden som använts för bedömningen senare visar sig vara felaktiga.
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.
I det följande gör myndigheten därför en bedömning av huruvida Narvik agerade som en privat investerare i en marknadsekonomi när den slöt avtal om att sälja sin rätt till koncessionskraft.
The Authority is mindful of the context in which the transaction was entered into.
Myndigheten är medveten om det sammanhang i vilket transaktionen ingicks.
From the information provided by the Norwegian authorities, the Authority understands that at the time the contract was entered into the municipality was in a situation where it needed both access to liquidity (in order to meet its loan obligations), as well as capital to inject into NEAS.
Utifrån informationen från de norska myndigheterna uppfattar myndigheten att kommunen vid tidpunkten då avtalet slöts befann sig i en situation där den behövde både likviditet (för att uppfylla sina låneskyldigheter) och kapital för injicering i NEAS.
In addition, it is noted that the Limited Liability Company Act restricted the possibility of incorporating a price adjustment mechanism in the contract when making a contribution in kind.
Dessutom noteras att lagen om aktiebolag begränsar möjligheten att inkludera en mekanism för prisjustering när bidrag görs i natura.
In 1999, prior to the conclusion of the sales agreement in 2000, Narvik had furthermore incurred losses on its sale of concession power.
År 1999, innan försäljningsavtalet slöts år 2000, hade Narvik haft ytterligare förluster vid försäljning av koncessionskraft.
The municipality had therefore decided to sell off its entitlement to concession power for a longer term whilst at the same time complying with its expressed strategy of maximising its return on the concession power.
Kommunen hade därför beslutat att avyttra sin rätt till koncessionskraft på längre sikt samtidigt som den genomför sin uttalade strategi om att maximera avkastningen på koncessionskraft.
The Norwegian authorities have argued that the Authority should be able to exclude the presence of an advantage by applying the principles of the SOL to the case at hand.
De norska myndigheterna har hävdat att myndigheten bör kunna utesluta förekomsten av en fördel genom att tillämpa principerna för myndighetens riktlinjer på det ifrågavarande fallet.
The Authority notes that, although the SOL does not apply to the sale of entitlements to buy concession power, the SOL does indeed prescribe two methods with which public authorities normally can obtain a market price for the sale of publicly owned land and buildings and consequently ensure that the sale does not involve state aid.
Myndigheten noterar att även om myndighetens riktlinjer inte gäller för försäljning av rätt till att köpa koncessionskraft, föreskrivs ändå i dessa riktlinjer två metoder genom vilka offentliga myndigheter i regel kan få ett marknadspris för försäljning av offentligt ägd mark och byggnader och på så sätt säkerställa att försäljningen inte har inslag av statligt stöd.
The first method to exclude an aid element is the sale through an unconditional bidding procedure.
Den första metoden för att utesluta inslag av stöd är försäljning genom ett villkorslöst anbudsförfarande.
The second, the sale at a price established by an independent expert evaluation made in accordance with generally accepted valuation standards.
Den andra metoden innebär försäljning till ett pris som fastställts genom oberoende expertutvärdering som gjorts i enlighet med allmänt godtagna värderingsnormer.
The Authority notes that the sale of an asset through an unconditional bidding procedure normally will exclude the presence of an advantage.
Myndigheten noterar att försäljning av en tillgång genom ett villkorslöst anbudsförfarande i regel utesluter förekomsten av en fördel.
At the least in genuinely open procedures where there is more than one bidder [20].
Detta gäller åtminstone i genuint öppna förfaranden där det finns flera anbudsgivare [20].
Narvik’s entitlement to concession power was however, not sold through an unconditional bidding process.
Narviks rätt till koncessionskraft såldes dock inte genom ett villkorslöst anbudsförfarande.
On the other hand, Narvik and NEAS each commissioned two assessments from external advisors, as described in paragraphs (26) to (29) above.
Å andra sidan beställde Narvik och NEAS på var sitt håll två bedömningar från externa rådgivare, enligt det som beskrivs i punkterna 7 till (28) ovan.
However, neither the DS1, the DS2 nor the AA reports thoroughly clarify what method is used to determine the value assessments.
Dock innehåller varken DS1-, DS2- eller AA-rapporterna någon grundlig redogörelse för vilken metod som använts för att fastställa värderingarna.
In the absence of further clarifications, the Authority is not in the position to assess whether the market value assessments have been made in accordance with generally accepted market indicators and valuation standards.
I brist på närmare redogörelser kan myndigheten inte bedöma huruvida bedömningen av marknadsvärde har gjorts i enlighet med allmänt godtagna marknadsindikatorer och värderingsnormer.
Therefore the view of the Authority is that the DS1, the DS2 and the AA reports are of limited value in assessing the value of the entitlement of the concession power.
Myndigheten anser därför att DS1-, DS2- och AA-rapporterna har ett begränsat värde när det gäller att bedöma värdet på rätten till koncessionskraft.
On the other hand, the DT report does provide a detailed explanation of its assessments.
Å andra sidan innehåller DT-rapporten en detaljerad redogörelse rörande bedömningarna.