natgillin/translations-raw huggingface dataset:
HAVING called on interested parties to submit their comments pursuant to those provisions [1], and having regard to their comments,
EFTER ATT i enlighet med de bestämmelser som anges ovan ha gett berörda parter tillfälle att yttra sig [1] och med beaktande av dessa synpunkter, och
By letter dated 7 January 2009, a complaint was filed against Narvik municipality (‘Narvik’) regarding the sale of Narvik’s entitlement to concession power to Narvik Energi AS (‘NEAS’).
Genom en skrivelse av den 7 januari 2009 ingavs klagomål mot Narviks kommun (Narvik kommune, nedan kallad kommunen) angående försäljningen av kommunens rätt till koncessionskraft till Narvik Energi AS (nedan kallat NEAS).
The letter was received and registered by the Authority on 14 January 2009 [2].
Skrivelsen mottogs och registrerades av myndigheten den 14 januari 2009 [2].
By letter dated 16 July 2009 [3], the Authority requested additional information from the Norwegian authorities.
Genom en skrivelse av den 16 juli 2009 [3] begärde myndigheten ytterligare upplysningar av de norska myndigheterna.
By letter dated 2 October 2009 [4], the Norwegian authorities replied to the information request.
Genom en skrivelse av den 2 oktober 2009 [4] besvarade de norska myndigheterna begäran om uppgifter.
On 14 December 2011, the Authority initiated the procedure provided for in Article 1(2) of Part I of Protocol 3 to the Surveillance and Court Agreement by adopting Decision No 393/11/COL (‘Decision 393/11/COL’).
Den 14 december 2011 inledde myndigheten ett förfarande enligt artikel 1.2 i del I av protokoll 3 i övervakningsavtalet genom att anta beslut nr 393/11/KOL (nedan kallat beslut 393/11/KOL).
By letter dated 23 February 2012 [5], the Norwegian authorities provided comments to the Decision.
Genom en skrivelse av den 23 februari 2012 [5] lämnade de norska myndigheterna synpunkter rörande beslutet.
On 26 April 2012, the Decision was published in the Official Journal of the European Union and in the EEA Supplement to it [6].
Den 26 april 2012 offentliggjordes beslutet i Europeiska unionens officiella tidning och i EES-supplementet till denna [6].
By email of 25 May 2012 [7], the Authority received comments from an interested party.
Genom e-post av den 25 maj 2012 [7] mottog myndigheten synpunkter från en berörd part.
By email of 28 June 2012 [8], the Authority forwarded these to the Norwegian authorities.
Genom e-post av den 28 juni 2012 [8] vidarebefordrade myndigheten dessa till de norska myndigheterna.
By letter dated 30 November 2012 [9], the Norwegian authorities submitted further information.
Genom en skrivelse av den 30 november 2012 [9] lämnade de norska myndigheterna ytterligare information.
The complainant alleges that Narvik by entering into a contract with NEAS for the sale of 128 GWh of annual concession power for a period of 50,5 years, has sold its rights to buy the concession power significantly below the market price and thereby granted illegal state aid to NEAS.
I klagomålet hävdas att Narvik kommune genom att ingå avtal med NEAS om försäljning av 128 GWh årlig koncessionskraft för en period på 50,5 år har sålt sina rättigheter att köpa koncessionskraft betydligt under marknadspriset och därmed beviljat NEAS olagligt statligt stöd.
The complainant further alleges that the decision to enter into the contract was adopted by Narvik Municipal Council on the basis of incorrect and/or incomplete information.
I klagomålet hävdas ytterligare att beslutet om att ingå avtalet antogs av kommunstyrelsen i Narvik (Narvik bystyre, nedan kallat bystyret) på grundval av felaktig och/eller ofullständig information.
Allegedly expert reports critical of the duration of the contract and the inherent difficulty in establishing a market price for electricity were not disclosed to the Municipal Council prior to taking the decision to enter into the contract.
Det hävdas att expertrapporter, i vilka kritik framfördes mot avtalets löptid och de inneboende svårigheterna med att fastställa ett marknadspris för el, inte förmedlades till bystyret före beslutet om att ingå avtalet.
The Norwegian concession power regime
Det norska systemet för koncessionskraft
In Norway, a concession is generally required for the operation of larger hydro power plants.
I Norge krävs i regel koncession för att driva större vattenkraftverk.
The plants holding concessions for waterfall exploitation is obliged to sell a certain volume of their annual production to the municipality within which they are located.
De vattenkraftverk som har koncession för att utnyttja vattenfall är skyldiga att sälja en viss volym av sin årsproduktion till den kommun där vattenkraftverket finns.
The volume of electricity that the municipality is entitled to purchase is referred to as concession power.
Den elvolym som kommunen har rätt att köpa kallas koncessionskraft.
This system is laid down in Section 2(12) of the Industrial Licensing Act [10] and Section 12(15) of the Waterfalls Regulation Act [11].
Systemet fastställs i avsnitt 2.12 i lagen om industrikoncession [10] och avsnitt 12.15 i lagen om reglering av vattenfall [11].
The legislative rationale is that the municipalities should be ensured a sufficient supply of electricity at a fair price, thus the volume of the concession power is determined on the basis of the general electric power supply needs of each individual municipality [12] and can be up to ten per cent of a plant’s annual production.
Den rättsliga motiveringen är att kommunerna bör tillförsäkras tillräcklig elförsörjning till ett skäligt pris. Koncessionskraftens volym bestäms därför utifrån varje enskild kommuns allmänna behov av elförsörjning [12] och kan utgöra upp till 10 % av ett kraftverks årsproduktion.
There are, however, no restrictions imposed on the municipalities’ exploitation of concession power.
Det finns dock inga begränsningar rörande kommunernas utnyttjande av koncessionskraft.
Thus, the municipalities may use, sell or otherwise deploy it as they see fit.
Kommunerna kan således använda den, sälja den eller använda den på annat sätt som de anser vara lämpligt.
The entitlement does not entail that the municipalities are under an obligation to buy concession power.
Denna rättighet medför ingen skyldighet för kommunerna att köpa koncessionskraft.
For concessions pre-dating 1983, the caveat generally applies that once a municipality has decided not to exercise its right to concession power, it loses its right to concession power for the future.
För koncessioner före 1983 gäller en klausul om att när en kommun en gång har beslutat att inte utnyttja sin rätt till koncessionskraft, förlorar den sin rätt till koncessionskraft i framtiden.
For concessions granted before 10 April 1959, the concession power price is calculated as a function of the individual power plant’s cost-price, plus a premium of 20 %.
För koncessioner som har beviljats före den 10 april 1959 beräknas priset på koncessionskraft som en funktion av kraftverkets självkostnadspris plus en premie på 20 %.
This model is still applied to concessions granted prior to 10 April 1959, and is in the following referred to as the ‘cost price’ model.
Denna modell tillämpas fortfarande på koncessioner som har beviljats före den 10 april 1959, och kallas i fortsättningen självkostnadsmodellen.
Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘cost price concession power’.
Koncessionskraft som säljs enligt denna prissättningsmodell kallas i fortsättningen koncessionskraft enligt självkostnadspris.
For concessions granted after 10 April 1959, the concession price is set by the Ministry of Energy and Petroleum on the basis of the average cost for a representative sample of hydroelectric plants throughout the country.
För koncessioner som har beviljats efter den 10 april 1959 sätts koncessionspriset av olje- och energidepartementet (Olje- og energidepartementet) på grundval av medelkostnaden för ett representativt urval av vattenkraftverk i hela landet.
This pricing method is in the following referred to as the ‘ministry price’ method.
Detta pris kallas i fortsättningen departementspris.
Concession power sold according to this pricing model is in the following referred to as ‘ministry price concession power’.
Koncessionskraft som säljs enligt denna prissättningsmodell kallas i fortsättningen koncessionskraft enligt departementspris.
The Industrial Licensing Act provides that the municipalities entitlement to concession power may be brought up for review by Norwegian Water Resources and Energy Directorate (‘NVE’) 20 years after the concession was granted [13].
Enligt lagen om industrikoncessioner kan kommunernas rätt till koncessionskraft tas upp för granskning av Norges vattendrags- och energidirektorat (Norges vassdrags- och energidirektorat, nedan kallat NVE) 20 år efter att koncessionen har beviljats [13].
The Norwegian authorities have explained that while the review process can lead to a fine-tuning, by NVE, of the volume of concession power, it cannot lead to substantial changes of the municipality’s entitlement to concession power.
Enligt de norska myndigheterna kan granskningen leda till att NVE justerar volymen koncessionskraft, men den kan inte leda till väsentliga ändringar av kommunens rätt till koncessionskraft.
The majority of Narvik’s concession power entitlements are due for review in 2019.
Huvuddelen av Narviks rätter till koncessionskraft förfaller till granskning år 2019.
The municipalities carry the cost of feeding the concession power into the grid.
Kommunerna bär kostnaderna för att mata koncessionskraften till nätet.
Narvik’s concession power
Narviks koncessionskraft
Per year, Narvik is entitled to a total of approximately 128 GWh of concession power, of which approximately 116,3 GWh is priced according to the ministry price method and the remaining approximately 11,7 GWh is priced according to the cost price method.
Narvik har en årlig rätt till totalt cirka 128 GWh koncessionskraft, varav cirka 116,3 GWh prissätts enligt departementspris och återstoden på cirka 11,7 GWh prissätts enligt självkostnadspris.
The Norwegian authorities have explained that the ministry price in 2000 was approximately NOK 0,10 and the relevant cost price for Håkvik and Nygård in 2000 was in the range of NOK 0,14 to NOK 0,178.
Enligt de norska myndigheterna var departementspriset år 2000 cirka 0,10 NOK och det relevanta självkostnadspriset för Håkvik och Nygård låg år 2000 mellan 0,14 och 0,178 NOK.
Plant owner at time of the transaction
Kraftverkets ägare vid transaktionstidpunkten
Plant
Kraftverk
Approx. GWh/year
GWh/år (ungef. värde)
Price method
Prissättnings-metod
Håkvik and Nygård
Håkvik och Nygård
Cost price
Självkostnads-pris
Ministry price
Departementspris
Skjomen, Båtsvann and Norddalen
Skjomen, Båtsvann och Norddalen
NEAS is located in Narvik municipality in the county of Nordland.
NEAS finns i kommunen Narvik i fylket Nordland.
It produces and sells electricity.
NEAS producerar och säljer el.
Until 2001, NEAS was 100 per cent owned by Narvik municipality.
Fram till 2001 ägdes NEAS till 100 % av Narvik kommune.
In 2001, Narvik sold off 49,99 % of its shares to two power companies, Vesterålskraft AS and Hålogalandskraft AS.
År 2001 sålde Narvik 49,99 % av sin andel till två kraftverksföretag, Vesterålskraft AS och Hålogalandskraft AS.
After a merger in 2006 and a name change in 2009, NEAS is now part of the company Nordkraft AS (‘Nordkraft’).
Efter en sammanslagning år 2006 och namnändring år 2009 utgör NEAS nu del av företaget Nordkraft AS (nedan kallat Nordkraft).
Events leading up to the sale of concession power
Händelser som ledde fram till försäljning av koncessionskraft
Until the end of 1998, Narvik sold its annual entitlement of approximately GWh 128 of concession power to NEAS under short- or longer-term contracts.
Fram till slutet av 1998 sålde Narvik sin årliga rätt på cirka 128 GWh koncessionskraft till NEAS inom ramen för korttids- eller långtidsavtal.
However, at the beginning of 1999, after failing to reach an agreement with NEAS, Narvik sold its concession power on a power exchange at spot prices.
I början av 1999, efter att Narvik misslyckats att nå avtal med NEAS, sålde Narvik sin koncessionskraft på en elkraftbörs till spotmarknadspris.
The price was NOK 109,50 per MWh.
Priset var 109,50 NOK per MWh.
Since it paid NOK 111,10 per MWh plus feeding costs of NOK 20 per MWh for the concession power, Narvik incurred a loss of approximately NOK 2,3 million under this contract.
Eftersom Narvik betalade 111,10 per MWh plus matningskostnader på 20 NOK per MWh för koncessionskraften, gick Narvik med en förlust på cirka 2,3 miljoner NOK inom ramen för detta avtal.
Narvik had initially expected a surplus of NOK 3,5 million.
Narvik hade ursprungligen förväntat sig ett överskott på 3,5 miljoner NOK.
On 19 October 1999, the Municipal Council Executive Committee (‘Executive Committee’) recommended to the Municipal Council that the overall goal for handling the municipality’s concession power should be to maximize return on a long-term basis in order to obtain a stable planning horizon.
Den 19 oktober 1999 rekommenderade kommunstyrelsens verkställande kommitté (Narvik bystyres formannskap, nedan kallat formannskapet) för bystyret att det övergripande målet för hantering av kommunens koncessionskraft skulle vara att maximera avkastningen på lång sikt i syfte att få en stabil planeringshorisont.
The proposed strategy for achieving this goal had four elements:
Den föreslagna strategin för att nå detta mål bestod av fyra delar:
Concession power is sold to the highest bidder on long-term contracts with a fixed return, however with adjustment clauses that give additional returns if the prices are substantially higher than the projected prices in the contract period;
Koncessionskraft säljs till anbudsgivaren med det högsta budet på långtidsavtal med fast avkastning, dock med justeringsklausuler som ger tilläggsavkastning om priserna är väsentligen högre än de beräknade priserna under avtalsperioden.
Concession power is sold under different contracts of different lengths to diversify risk;
Koncessionskraft säljs inom ramen för olika avtal med olika löptid, för att diversifiera risken.
Profits from the sale of the concession power is deposited into a fund to be dispersed according to decisions by the Municipal Council.
Vinst från försäljning av koncessionskraft deponeras i en fond vars medel fördelas enligt beslut från bystyret.
The Municipal Council confirmed the recommendation of the Executive Committee with one adjustment, suggested by the Mayor and confirmed by way of an amendment to the strategy:
Bystyret bekräftade rekommendationerna från formannskapet med en justering som föreslagits av kommunordföranden och som bekräftades i form av en ändring till strategin:
instead of the Mayor being explicitly ‘granted power of attorney to enter into agreements according to the strategy decided by the Municipal Council’, the final decision stated that ‘as a first step in executing this strategy, NEAS is invited to discuss their interest in the matter as outlined in their letter to the municipality dated 9 November.’
I stället för att kommunordföranden uttryckligen beviljas fullmakt att ingå avtal enligt den strategi som fastslagits av bystyret fastställdes i det slutliga beslutet att som ett första steg i genomförandet av denna strategi har NEAS fått inbjudan om att diskutera deras intresse i frågan enligt det som anges i deras skrivelse till kommunen av den 9 november
A letter from NEAS dated 9 November 1999 questioned the proposed strategy of selling the concession power under different contracts of different lengths to diversify risk.
I en skrivelse från NEAS av den 9 november 1999 ifrågasattes den föreslagna strategin om att sälja koncessionskraften inom ramen för olika avtal och olika löptider för att diversifiera risken.
Instead, NEAS suggested one long-term contract (‘for example 50 years’) and was open to including a price adjustment clause in the contract with Narvik.
I stället föreslog NEAS ett långtidsavtal (”t.ex. 50 år”) och var villigt att inkludera en klausul om prisjustering i avtalet med Narvik.
Also in a letter dated 15 April 1999, NEAS stated its interest in entering into a long-term contract regarding the concession power, primarily through a purchase with an upfront lump sum payment, or alternatively as a long-term lease - suggested initially at 60 years - with annual payments to Narvik.
Även i en skrivelse av den 15 april 1999 uttryckte NEAS sitt intresse för att ingå ett långtidsavtal rörande koncessionskraft, främst genom förskottsbetalning av en klumpsumma eller i form av långtidsleasing – ursprungligt förslag 60 år – med årliga betalningar till Narvik.
Aside from the issue of the concession power, there were also discussions about NEAS’ future role in the market, and Narvik’s role as the owner of NEAS.
Utöver frågan om koncessionskraft diskuterades även NEAS framtida roll på marknaden och Narviks roll som ägare av NEAS.
According to the Norwegian authorities, NEAS was at the time observing extensive regional consolidation amongst power companies and the entry of national/international operators into local markets.
Enligt de norska myndigheterna noterade NEAS vid tidpunkten en omfattande regional konsolidering bland elföretag och inträdet av nationella/internationella aktörer på de lokala marknaderna.
NEAS needed to strengthen its equity base in order to acquire shares in other electricity companies, particularly Nordkraft AS.
NEAS behövde stärka sina tillgångar för att kunna anskaffa andelar i andra elföretag, särskilt Nordkraft AS.
NEAS had also signed letters of intent with Hålogaland Kraft AS and Vesterålskraft AS to form a regional production company and a regional energy transportation company.
NEAS hade också undertecknat avsiktsförklaringar med Hålogaland Kraft AS och Vesterålskraft AS i syfte att bilda ett regionalt produktionsföretag och ett regionalt transportföretag.
In a municipal council meeting on 16 December 1999, it was decided that the municipality’s ownership stake in NEAS, the company’s capital needs and the handling of concession power, should be assessed jointly by a negotiation team consisting of the Mayor, the Deputy Mayor, the leader of the opposition, as well as the Director, the Deputy Director and the Head of Procurement of the municipal administration (‘the negotiation team’).
Vid bystyrets möte den 16 december 1999 fattades beslut om att kommunens ägarandel i NEAS, företagets behov av kapital och hanteringen av koncessionskraft skulle bedömas gemensamt av en förhandlingsgrupp bestående av kommunordföranden, vice ordföranden (varaordfører) och chefen för upphandling inom kommunal förvaltning (nedan kallad förhandlingsgruppen).
External assessments
Externa bedömningar
NEAS commissioned two reports from Arthur Andersen (‘AA’) and Deloitte & Touche (‘DT’) in order to determine the value of the ministry price concession power.
NEAS beställde två rapporter från Arthur Andersen (nedan kallat AA) och Deloitte & Touche (nedan kallat DT) för att bestämma värdet på koncessionskraften enligt departementspris.
The AA report applies a net present value (‘NPV’) methodology, but does not describe the underlying assumptions in great detail.
I rapporten från AA tillämpas en metod med nettonuvärde men de underliggande antagandena beskrivs inte närmare.
The DT report also utilises an NPV methodology, but goes further than the AA report in explaining relevant assumptions and calculations.
Även i rapporten från DT används metoden med nettonuvärde men i den går man längre än i rapporten från AA när det gäller att förklara relevanta antaganden och beräkningar.
For example, the DT report explains in detail how the required return is determined based on the capital asset pricing model (‘CAPM’) and how the weighted average cost of capital (‘WACC’) is determined.
Som exempel kan nämnas att rapporten från DT innehåller detaljerade redogörelser för hur den behövliga avkastningen bestäms på grundval av prissättningsmodellen för kapitaltillgångar (CAPM) och hur den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden (WACC) bestäms.
The analysis also contains a detailed description of the calculation of the concession price and include sensitivity analysis based on incremental changes in both the price of electricity and WACC.
Analysen innehåller också en detaljerad beskrivning av beräkningen av koncessionspriset och inkluderar känslighetsanalys baserad på stegvis ökning både av elpriset och WACC.
Narvik commissioned two reports from Danske Securities (‘DS1’ and ‘DS2’).
Narvik beställde två rapporter från Danske Securities (nedan kallade DS1 och DS2).
For the first report, DS1, Danske Securities was commissioned to assess whether or not the municipality should sell its entitlement to concession power in the market or transfer it to NEAS.
För den första rapporten, DS1, fick Danske Securities i uppdrag att bedöma huruvida kommunen skulle sälja eller inte sälja sin rätt till koncessionskraft på marknaden eller överföra den till NEAS.
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.
I DS1 gav Danske Securities, på eget initiativ, en uppskattning av värdet på rätten till koncessionskraft för en period på 50 år.
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.
Danske Securities lade fram antaganden rörande framtida utveckling av elpriserna men i övrigt fanns det ingen närmare vägledning om hur värdet på rätten till koncessionskraft hade beräknats.
In DS2, Danske Securities requested price and cost expectations from 3 market operators:
För DS2 begärde Danske Securities pris- och kostnadsförväntningar från tre marknadsoperatörer:
CBF Kraftmegling AS (‘CBF’), Norwegian Energy Brokers AS (‘NEB’) and Statkraft SF (‘Statskraft’).
CBF Kraftmegling AS (nedan kallad CBF), Norwegian Energy Brokers AS (nedan kallad NEB) och Statkraft SF (nedan kallad Statkraft).
On the basis of these expectations, Danske Securities calculated an estimated market value of the entitlement to concession power.
På grundval av dessa förväntningar beräknade Danske Securities ett uppskattat marknadsvärde för rätten till koncessionskraft.
CBF’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 127 million.
Enligt förväntningarna från CBF skulle grunduppskattningen vara 127 miljoner NOK.
NEB’s expectations resulted in a base case estimate of NOK 75 million.
Enligt förväntningarna från NEB skulle grunduppskattningen vara 75 miljoner 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.
Eftersom NEB inte hade gjort någon inflationsjustering av pris- och kostnadsförväntningarna, ansåg Danske Securities att förväntningarna från NEB inte var trovärdiga.
Statkraft’s expectations resulted in a range of NOK 115-140 million.
Förväntningarna enligt Statkraft låg inom intervallet 115–140 miljoner 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.
På grundval av dessa tre uppskattningar slöt Danske Securities sig till att det uppskattade nettonuvärdet för rätten till koncessionskraft skulle ligga inom intervallet 100–140 miljoner NOK.
The four reports are summarised in the following table.
Ett sammandrag av de fyra rapporterna finns i tabellen nedan.
In the following, these reports are collectively referred to as ‘the four reports’.
I fortsättningen kallas dessa rapporter gemensamt de fyra rapporterna.
Author of report
Rapport från
Date of report
Rapportens datum
Report commissioned by
Rapport beställd av
Concession power volume assessed (in GWh) [14]
Koncessionens uppskattade elvolym (GWh) [14]
Period (in years)
Period (år)
Estimated NPV (in NOK million)
Uppskattat nettonuvärde (miljoner NOK)
Internal assessments
Interna bedömningar
In addition to the external advice, the head of procurement in Narvik municipality made his own assessments.
Utöver de externa bedömningarna gjorde den upphandlingsansvarige i Narvik kommune interna bedömningar.