19.12.2013   

DE

Amtsblatt der Europäischen Union

L 343/63

(1)

Mit Schreiben vom 7. Januar 2009 wurde gegen die Gemeinde Narvik („Narvik“) wegen des Verkaufs ihrer Rechte an Konzessionsstrom an Narvik Energi AS („NEAS”) Beschwerde eingelegt. Das Schreiben ist am 14. Januar 2009 bei der Überwachungsbehörde eingegangen und registriert worden (2). Mit Schreiben vom 16. Juli 2009 (3) bat die Überwachungsbehörde die norwegischen Behörden um zusätzliche Angaben. Am 2. Oktober 2009 (4) antworteten die norwegischen Behörden auf das Auskunftsersuchen.

(2)

Am 14. Dezember 2011 leitete die Überwachungsbehörde mit der Annahme des Beschlusses Nr. 393/11/KOL („Beschluss 393/11/KOL“) das gemäß Teil I Artikel 1 Absatz 2 des Protokolls 3 zum Überwachungs- und Gerichtshofabkommen vorgesehene Verfahren ein. Mit Schreiben vom 23. Februar 2012 (5) legten die norwegischen Behörden ihre Stellungnahme zu diesem Beschluss vor.

(3)

Der Beschluss wurde am 26. April 2012 im Amtsblatt der Europäischen Union und in dessen EWR-Beilage veröffentlicht (6). Am 25. Mai 2012 (7) ging bei der Überwachungsbehörde die Stellungnahme eines Beteiligten per E-Mail ein. Diese Stellungnahme wurde von der Überwachungsbehörde in einer E-Mail vom 28. Juni 2012 (8) an die norwegischen Behörden weitergeleitet. Mit Schreiben vom 30. November 2012 (9) übermittelten die norwegischen Behörden weitere Informationen.

(4)

Der Beschwerdeführer bringt vor, dass die Gemeinde Narvik durch den Vertrag mit NEAS über den Verkauf von jährlich 128 GWh Konzessionsstrom für einen Zeitraum von 50,5 Jahren ihre Rechte für den Erwerb des Konzessionsstroms deutlich unter dem Marktpreis verkauft und NEAS somit eine rechtswidrige staatliche Beihilfe gewährt habe.

(5)

Der Beschwerdeführer behauptet des Weiteren, dass die Entscheidung zum Abschluss des Vertrags vom Gemeinderat von Narvik auf der Grundlage falscher und/oder unvollständiger Informationen getroffen worden sei. Kritische Sachverständigengutachten im Hinblick auf die Vertragslaufzeit und die naturgemäße Schwierigkeit, einen Marktpreis für Strom festzulegen, wurden dem Gemeinderat vor seiner Entscheidung über den Vertragsabschluss angeblich nicht offengelegt.

(6)

In Norwegen ist für den Betrieb größerer Wasserkraftwerke in der Regel eine Konzession erforderlich. Das Werk, das eine Konzession zur Nutzung von Wasserfällen besitzt, ist verpflichtet, der Gemeinde, in der sich das Werk befindet, eine bestimmte Menge seiner jährlichen Stromproduktion zu verkaufen. Die Strommenge, auf die die Gemeinde das Erwerbsrecht hat, wird als Konzessionsstrom bezeichnet. Dieses System ist in Abschnitt 2 Absatz 12 des Lizenzierungsgesetzes für Industrieanlagen (10) sowie in Abschnitt 12 Absatz 15 des Gesetzes zur Regelung der Nutzung von Wasserfällen (11) verankert.

(7)

Der Grundgedanke hinter dieser Gesetzgebung ist, dass den Gemeinden eine ausreichende Elektrizitätsversorgung zu einem fairen Preis zugesichert wird. Die Menge an Konzessionsstrom bestimmt sich daher auf der Grundlage des allgemeinen Strombedarfs jeder Gemeinde (12) und kann bis zu zehn Prozent der jährlichen Produktion eines Kraftwerks betragen. Hinsichtlich der Nutzung des Konzessionsstroms durch die Gemeinden bestehen jedoch keine Einschränkungen. Demnach können die Gemeinden den Konzessionsstrom selbst verwenden, verkaufen oder auf sonstige Weise einsetzen.

(8)

Das Recht hat nicht zur Folge, dass die Gemeinden dazu verpflichtet sind, Konzessionsstrom zu kaufen. Für Konzessionen vor 1983 besteht generell der Vorbehalt, dass eine Gemeinde, die sich dafür entschieden hat, ihr Recht an Konzessionsstrom nicht auszuüben, dieses Recht zukünftig verliert.

(9)

Die Gesetzgebung sieht zwei Preismodelle für Konzessionsstrom vor; das erste Preismodell gilt für Konzessionen, die bis zum 10. April 1959 erteilt wurden, das zweite Preismodell gilt für Konzessionen ab dem 10. April 1959.

(10)

Für Konzessionen, die vor dem 10. April 1959 erteilt wurden, wird der Preis für Konzessionsstrom in Abhängigkeit vom Selbstkostenpreis des jeweiligen Kraftwerks zuzüglich einer Prämie von 20 % berechnet. Dieses Modell wird weiterhin für vor dem 10. April 1959 erteilte Konzessionen angewandt und wird im Folgenden als „Selbstkostenpreis“-Modell bezeichnet. Nach diesem Preismodell verkaufter Konzessionsstrom wird im Folgenden als „Konzessionsstrom zum Selbstkostenpreis“ bezeichnet.

(11)

Für Konzessionen, die nach dem 10. April 1959 erteilt wurden, wird der Konzessionsstrompreis vom norwegischen Ministerium für Erdöl und Energie für eine repräsentative Stichprobe von Wasserkraftwerken im Land auf Basis der Durchschnittskosten festgelegt. Dieses Preismodell wird im Folgenden als „Ministeriumpreis“-Modell bezeichnet. Nach diesem Preismodell verkaufter Konzessionsstrom wird im Folgenden als „Konzessionsstrom zum Ministeriumpreis“ bezeichnet.

(12)

Das Lizenzierungsgesetz für Industrieanlagen sieht vor, dass die Rechte der Gemeinden an Konzessionsstrom 20 Jahre nach Erteilung der Konzession einer Prüfung durch die norwegische Direktion für Wasserressourcen und Energie („NVE“) unterzogen werden können (13). Die norwegischen Behörden erklärten, dass das Überprüfungsverfahren zwar zu einer Feinanpassung der Konzessionsstrommenge durch die NVE führen könne; es könnten jedoch keine wesentlichen Änderungen in Bezug auf die Rechte einer Gemeinde an Konzessionsstrom vorgenommen werden. Für die Mehrheit der Konzessionsstromrechte von Narvik ist eine Überprüfung im Jahr 2019 vorgesehen.

(13)

Die Kosten für die Einspeisung des Konzessionsstroms in das Netz werden von den Gemeinden getragen.

(14)

Narvik ist berechtigt, jährlich insgesamt rund 128 GWh Konzessionsstrom zu beziehen; davon werden etwa 116,3 GWh nach dem Ministeriumpreis-Modell und die restlichen rund 11,7 GWh nach dem Selbstkostenpreis-Modell berechnet. Die norwegischen Behörden erklärten, dass der Ministeriumpreis im Jahr 2000 circa 0,10 NOK betrug; der entsprechende Selbstkostenpreis für Håkvik und Nygård lag 2000 zwischen 0,14 NOK und 0,178 NOK.

(15)

NEAS ist in der Gemeinde Narvik in der Provinz Nordland ansässig. Das Unternehmen erzeugt und verkauft Strom. Bis 2001 befand sich NEAS zu 100 % im Besitz der Gemeinde Narvik. 2001 verkaufte Narvik 49,99 % seiner Anteile an die beiden Energieunternehmen Vesterålskraft AS und Hålogalandskraft AS.

(16)

Nach einer Fusion im Jahr 2006 und einer Änderung des Firmennamens im Jahr 2009 ist NEAS nun Teil des Unternehmens Nordkraft AS („Nordkraft“).

(17)

Bis Ende 1998 verkaufte Narvik ihre jährlichen Rechte an etwa 128 GWh Konzessionsstrom im Rahmen von kurz- oder längerfristigen Verträgen an NEAS. Anfang 1999 jedoch verkaufte Narvik nach Scheitern einer vertraglichen Vereinbarung mit NEAS ihren Konzessionsstrom zu Spotpreisen an einer Strombörse.

(18)

Im März 1999 eröffnete die Gemeinde ein Ausschreibungsverfahren für den Verkauf ihres Konzessionsstroms für den Rest des Jahres 1999. Am 30. März 1999 schloss Narvik einen Vertrag mit dem Bieter, der das höchste Angebot abgegeben hatte, Kraftinor AS. Der Preis betrug 109,50 NOK pro MWh. Da Narvik für den Konzessionsstrom 111,10 NOK pro MWh zuzüglich Einspeisungskosten in Höhe von 20 NOK pro MWh zahlte, betrug der Verlust der Gemeinde unter diesem Vertrag etwa 2,3 Mio. NOK. Ursprünglich hatte Narvik mit einem Überschuss von 3,5 Mio. NOK gerechnet.

(19)

Am 19. Oktober 1999 empfahl der Exekutivausschuss des Gemeinderats („Exekutivausschuss“) dem Gemeinderat, für einen zuverlässigen Planungshorizont beim Handel mit dem Konzessionsstrom der Gemeinde langfristig eine maximale Rendite anzustreben. Die vorgeschlagene Strategie zur Erreichung dieses Ziels umfasste vier Aspekte:

(20)

Der Gemeinderat nahm die Empfehlung des Exekutivausschusses mit einer vom Bürgermeister vorgeschlagenen Änderung an, die zu folgender Änderung der Strategie führte: Statt, dass der Bürgermeister ausdrücklich „bevollmächtigt [ist], Vereinbarungen entsprechend der vom Gemeinderat beschlossenen Strategie zu schließen“, enthielt der endgültige Beschluss folgenden Passus: „Als erster Schritt zur Umsetzung dieser Strategie wird NEAS aufgefordert, ihre Interessen in dieser Angelegenheit zu erörtern, wie in ihrem Schreiben vom 9. November an die Gemeinde dargelegt.“

(21)

In ihrem Schreiben vom 9. November 1999 stellte NEAS die vorgeschlagene Strategie, zur Risikostreuung Konzessionsstrom im Rahmen mehrerer Verträge mit unterschiedlichen Laufzeiten zu verkaufen, in Frage. Stattdessen schlug NEAS einen einzelnen langfristigen Vertrag vor („beispielsweise 50 Jahre“), wobei NEAS nichts gegen die Aufnahme einer Preisanpassungsklausel in den mit Narvik zu schließenden Vertrag einzuwenden hatte.

(22)

In einem Schreiben vom 15. April 1999 äußerte NEAS ebenfalls ihr Interesse am Abschluss eines langfristigen Vertrags über den Kauf von Konzessionsstrom entweder durch Vorauszahlung eines Pauschalbetrags oder alternativ in Form einer langfristigen Leasingvereinbarung (zunächst waren 60 Jahre vorgeschlagen worden) mit jährlichen Zahlungen an Narvik.

(23)

Neben der Abgabe von Konzessionsstrom waren auch die zukünftige Rolle von NEAS auf dem Strommarkt und die Rolle Narviks als Eigentümerin von NEAS Gegenstand der Diskussionen.

(24)

Den norwegischen Behörden zufolge erlebte NEAS damals wesentliche regionale Zusammenschlüsse von Energieunternehmen und das Eindringen nationaler und internationaler Betreiber in die lokalen Märkte. NEAS musste seine Eigenkapitalbasis stärken, um Anteile an anderen Elektrizitätsunternehmen, insbesondere Nordkraft AS, zu erwerben. Von NEAS wurden zudem Absichtserklärungen mit Hålogaland Kraft AS und Vesterålskraft AS zur Bildung eines regionalen Stromerzeugungsunternehmens und eines regionalen Energietransportunternehmens unterzeichnet. Diese Änderungen sollten am 1. Januar 2001 in Kraft treten. Damit NEAS diese Transaktionen mit einer Kombination aus Eigenkapital und geliehenem Kapital abschließen konnte, wurde von Narvik – der einzigen Eigentümerin – erwartet, dass sie zusätzliches Kapital in NEAS einschießt.

(25)

Auf einer Sitzung des Gemeinderats am 16. Dezember 1999 wurde beschlossen, dass sich ein Verhandlungsteam mit der Frage des Eigentumsanteils der Gemeinde an NEAS, des Kapitalbedarfs des Unternehmens und des Umgangs mit dem Konzessionsstrom befassen sollte, das sich aus dem Bürgermeister, dem stellvertretenden Bürgermeister, dem Oppositionsführer sowie dem Direktor, dem stellvertretenden Direktor und dem Einkaufsleiter der Gemeindeverwaltung zusammensetzte („Verhandlungsteam“).

(26)

NEAS gab zwei Untersuchungen bei Arthur Andersen („AA“) und Deloitte & Touche („DT“) in Auftrag, um den Wert des Konzessionsstroms zum Ministeriumpreis zu ermitteln. Im AA-Bericht wurde die Kapitalwertmethode („NPV“-Methode) angewandt, jedoch fehlt eine ausführliche Beschreibung der zugrundeliegenden Annahmen. Im DT-Bericht wurde ebenfalls die Kapitalwertmethode angewandt; jedoch enthält dieser Bericht ausführlichere Erläuterungen zu den entsprechenden Annahmen und Berechnungen als der AA-Bericht. Beispielsweise wird im DT-Bericht ausführlich erläutert, wie die erforderliche Rendite auf Basis des Kapitalmarkt-Gleichgewichtsmodells (Capital Asset Pricing Model, „CAPM“) bestimmt wird und wie die gewichteten durchschnittlichen Kapitalkosten (Weighted Average Cost of Capital, „WACC“) ermittelt werden. Die Analyse enthält außerdem eine detaillierte Beschreibung der Berechnung des Konzessionspreises, einschließlich einer Sensitivitätsanalyse auf Basis der inkrementellen Änderungen des Strompreises und der WACC.

(27)

Narvik gab zwei Untersuchungen bei Danske Securities in Auftrag („DS1“ und „DS2“). In der ersten Untersuchung, DS1, wurde Danske Securities mit der Prüfung beauftragt, ob die Gemeinde ihre Rechte an Konzessionsstrom auf dem Markt verkaufen oder an NEAS übertragen sollte. In DS1 lieferte Danske Securities, auf eigene Initiative, eine Schätzung des Wertes der Konzessionsstromrechte für einen Zeitraum von 50 Jahren. Abgesehen von Annahmen im Hinblick auf die zukünftige Entwicklung der Strompreise lieferte Danske Securities nur weniger Erläuterungen dazu, wie der Wert der Konzessionsstromrechte berechnet wurde.

(28)

Im Rahmen der Untersuchung D2 holte Danske Securities Preis- und Kostenerwartungen von drei Marktteilnehmern ein: CBF Kraftmegling AS („CBF“), Norwegian Energy Brokers AS („NEB“) und Statkraft SF („Statskraft“). Auf der Grundlage dieser Erwartungen berechnete Danske Securities einen geschätzten Marktwert für die Konzessionsstromrechte. Die Erwartungen von CBF führten zu einer Basisschätzung von 127 Mio. NOK, die von NEB zu einer Basisschätzung von 75 Mio. NOK. Da NEB bei seinen Preis- und Kostenerwartungen die Inflation nicht berücksichtigt hatte, betonte Danske Securities, dass sie die Erwartungen von NEB nicht für glaubwürdig hielten. Statkrafts Erwartungen ergaben eine Spanne von 115-140 Mio. NOK. Auf der Grundlage dieser drei Wertermittlungen kam Danske Securities zu dem Schluss, dass der geschätzte NPV der Konzessionsstromrechte sich im Bereich von 100-140 Mio. NOK bewegt.

(29)

Die vier Berichte sind in der folgenden Tabelle zusammengefasst. Diese Berichte werden im Folgenden als die „vier Berichte“ bezeichnet.

(30)

Zusätzlich zu den externen Bewertungen stellte der Einkaufsleiter der Gemeinde Narvik eigene Bewertungen an.

(31)

In seiner dem Exekutivausschuss im Oktober 1999 vorgelegten ersten Bewertung kam er zu der Schlussfolgerung, dass das Gesamtrisiko für die Gemeinde bei langfristigen Verträgen (Verträge mit einer Laufzeit von 10 bis 40 Jahren) hoch sei.

(32)

In seiner zweiten Bewertung, die er dem Verhandlungsteam am 16. März 2000 vorlegte, wurden verschiedene Optionen zum Umgang mit dem Konzessionsstrom erörtert. Zur damaligen Zeit hatte das Verhandlungsteam jedoch den Umfang seines Auftrags wie folgt eingeschränkt: Es sollten nur das Risiko, der Erfüllungszeitpunkt, die steuerlichen Auswirkungen und die Gewinnmaximierung für drei Szenarien beurteilt werden (alle Szenarien basierten darauf, dass Narvik ihre Konzessionsstromrechte für einen Zeitraum von 50 Jahren an NEAS überträgt und ihren Eigentumsanteil an NEAS verringert). Ungeachtet dieser Tatsache unterstrich der Einkaufsleiter in seiner zweiten Bewertung weiterhin die Bedeutung der Vertragslaufzeit. Bei seiner Bewertung der zeitlichen Entwicklung des Grenzwerts für die Konzessionsstromrechte kam er zu dem Schluss, dass „(…) der Abschluss eines Vertrags mit sehr langer Laufzeit (z. B. 50 Jahre) uns als Verkäufer einen sehr geringen zusätzlichen Wert bringt verglichen mit einem Vertrag mit kürzerer Laufzeit (z. B. 20 Jahre mit 83 Mio. NOK)“.

(33)

Nach internen Diskussionen über die Vor- und Nachteile eines langfristigen Vertrags legte das Verhandlungsteam dem Gemeinderat seine Empfehlung vor, in der ein Vertrag mit einer Laufzeit von 50,5 Jahren als angemessen erachtet wurde, um das Risiko der Gemeinde zu verringern und einen langfristigen Planungshorizont sicherzustellen.

(34)

NEAS beabsichtigte nur den Kauf der 116,3 GWh Konzessionsstrom zum Ministeriumpreis. In den Verhandlungen mit NEAS bestand Narvik jedoch darauf, dass ihre gesamten Rechte an Konzessionsstrom erworben werden müssten; die 11,7 GWh Konzessionsstrom zum Selbstkostenpreis seien deshalb mit dem Konzessionsstrom zum Ministeriumpreis in einem Paket gebündelt.

(35)

Im Mai 2000 einigten sich die Parteien schließlich darauf, den Vertrag über die kompletten 128 GWh Konzessionsstrom zu schließen; NEAS sollte 120 Mio. NOK für den Konzessionsstrom zum Ministeriumpreis und 6 Mio. NOK für den Konzessionsstrom zum Selbstkostenpreis zahlen.

(36)

Am 25. Mai 2000 beschloss der Gemeinderat offiziell, dass die Gemeinde Narvik ihre Rechte an jährlich 128 GWh Konzessionsstrom für einen Zeitraum von 50,5 Jahren zu einem Preis von 126 Mio. NOK an NEAS verkaufen sollte.

(37)

Am 16. Oktober 2000 wurde diese Vereinbarung mit der Unterzeichnung des Vertrags zwischen Narvik und NEAS, mit dem Narvik die Rechte an Konzessionsstrom zu den obengenannten Bedingungen verkaufte, offiziell besiegelt. In den Vertrag wurde kein Preisanpassungsmechanismus aufgenommen, und die Zahlung war in Form einer Pauschalvorauszahlung zu leisten.

(38)

Am 29. November 2000 unterzeichneten Narvik und NEAS eine Zusatzvereinbarung, mit der sich NEAS verpflichtete, für den Erwerb der Konzessionsstromrechte Narvik 60 Mio. NOK in bar zu zahlen, während die restlichen 66 Mio. NOK als Kapitaleinlage in Form einer Sachleistung in NEAS (damals zu 100 % im Besitz der Gemeinde Narvik) eingeschossen werden sollten.

(39)

2001 verkaufte Narvik 49,99 % seiner NEAS-Anteile an Vesterålskraft AS und Hålogalandskraft AS.

(40)

Die norwegischen Behörden sind der Auffassung, dass der Vertrag mit NEAS zu Marktbedingungen geschlossen wurde. Sie betonen, dass die Vereinbarung geschlossen wurde, weil die finanziellen Mittel von Narvik begrenzt waren und Narvik flüssiges Kapital benötigte. Außerdem benötigte NEAS eine Rekapitalisierung, um das Unternehmen zur Schaffung eines größeren regionalen Unternehmens umzustrukturieren. Und nicht zuletzt verkaufte die Gemeinde den Konzessionsstrom zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses mit Verlust, da der Preis für den Konzessionsstrom höher war als der auf dem Markt erzielbare Preis. Beispielsweise machte Narvik im Zeitraum von April 1999 bis Dezember 1999 beim Verkauf des Konzessionsstroms einen Verlust in Höhe von 2,3 Mio. NOK.

(41)

In Bezug auf die Frage nach dem regulatorischen Risiko haben die norwegischen Behörden erklärt, dass NEAS alle Risiken trage. Sie weisen darauf hin, dass das Risiko eher in einer Verringerung als in einer Erhöhung der Konzessionsstrommenge besteht, wodurch die Wahrscheinlichkeit sinke, dass es sich um eine Beihilfe handelt.

(42)

Die norwegischen Behörden führen an, dass der angemessene Marktbenchmark für den 50,5 Jahre laufenden Vertrag in einem dauerhaften Verkauf eines Kraftwerks bestehe und dass die NEAS gewährten Preise – nach einer durch die entsprechenden Unterschiede bedingten Anpassung – im Einklang mit dem Preisniveau für den Verkauf von Kraftwerken zur damaligen Zeit im Einklang gestanden hätten.

(43)

Bezüglich der Preisdaten über den Verkauf von Kraftwerken im Jahr 2000 verweisen die norwegischen Behörden auf eine von Pareto durchgeführte sogenannte Echtzeitstudie des Strommarktes für das Jahr 2000 („Pareto-Studie“). Laut dieser Studie schwankten die Marktpreise für im Jahr 2000 verkaufte Kraftwerke offenbar zwischen 1,64 NOK und 1,77 NOK pro kWh jährlicher Produktionskapazität. Narvik verkaufte ihre Rechte an Konzessionsstrom für etwa 1,00 NOK pro kWh jährlicher Produktionskapazität. Den norwegischen Behörden zufolge lassen sich diese unterschiedlichen Zahlen durch folgende Faktoren erklären.

(44)

Einerseits betrugen die typischen Betriebskosten, einschließlich einer kontinuierlichen Reinvestition (ohne Abschreibung), für ein neueres Kraftwerk im Jahr 2000 circa 0,05 NOK pro kWh pro Jahr (zuzüglich Einspeisungskosten). Die erwarteten kontinuierlichen Zahlungen von NEAS setzten sich aus zwei Komponenten zusammen: circa 0,10 NOK pro kWh pro Jahr (zuzüglich Einspeisungskosten) für den Konzessionsstrom zum Ministeriumpreis und zwischen 0,14 NOK und 0,178 NOK pro kWh pro Jahr (zuzüglich Einspeisungskosten) für Konzessionsstrom im Rahmen der vor dem 10. April 1959 erteilten Konzessionen. 2000 betrug der erwartete Marktpreis ungefähr 0,12 NOK pro kWh. Demnach hätte ein Kraftwerksbesitzer auf der Grundlage des Szenariums für 2000 einen Nettogewinn von 0,07 NOK pro kWh erzielt gegenüber 0,02 NOK pro kWh für den Konzessionsstrom. Zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses wurde für 2010 ein Preis von 0,20 NOK geschätzt. Auf Basis dieser Schätzung hätte ein Kraftwerksbesitzer auf der Grundlage des Szenariums für 2010 einen Nettogewinn von 0,15 NOK pro kWh erzielt gegenüber 0,10 NOK pro kWh für den Konzessionsstrom.

(45)

Andererseits geben die norwegischen Behörden an, dass die Preise für den Verkauf der fünf Kraftwerke aus der Pareto-Studie bei Anwendung eines Kapitalisierungszinsfußes von 4 % zur Berücksichtigung des Unterschieds zwischen einer Kapitalisierung über unbestimmte Zeit (Kapitalisierungsfaktor 25) und einer Kapitalisierung über 50 Jahre (Kapitalisierungsfaktor 21,48) um etwa 10-15 % verringert werden müssten.

(46)

Die norwegischen Behörden führen weiter aus, dass sich die ersten Jahre am stärksten auf die NPV-Berechnung auswirkten und hohe Reinvestitionskosten in der Regel erst in einem späteren Stadium anfielen und somit einen geringfügigen Reduzierungseffekt bei der NPV-Berechnung hätten.

(47)

Unter Berücksichtigung dieser Ausführungen erklären die norwegischen Behörden, dass es einen engen Zusammenhang zwischen den Kraftwerksverkäufen zu circa 1,64 NOK bis 1,77 NOK pro kWh jährlicher Produktionskapazität einerseits und einer Miete (Zahlung für den Zugang zu Strom für 50,5 Jahre) von circa 1,00 NOK pro kWh Konzessionsstrom andererseits gebe.

(48)

Die norwegischen Behörden argumentieren somit, dass ein Vergleich unter Berücksichtigung einer Anpassung aufgrund der genannten Faktoren zeige, dass der von NEAS für den Konzessionsstrom gezahlte Preis mit dem Preis vergleichbar sei, der für den Verkauf von Kraftwerken im selben Zeitraum gezahlt wurde. Sie fügen hinzu, dass die auf das Preisniveau bezogene Entscheidung durch den DT-Bericht sowie die beiden DS-Berichte, die der Entscheidung über die Konzessionsstromvereinbarung für eine Dauer von 50,5 Jahren vorausgingen, untermauert werde.

(49)

Unter Verweis auf die Vorschriften der Überwachungsbehörde über Elemente staatlicher Beihilfe bei Verkäufen von Bauten oder Grundstücken durch die öffentliche Hand („SOL“) (16) führen die norwegischen Behörden aus, dass ein offenes und bedingungsfreies Bietverfahren nur eine von der Überwachungsbehörde anerkannte Methode zur Bestimmung der Marktpreise beim Verkauf öffentlicher Vermögenswerte sei. Die norwegischen Behörden betonen, dass in den SOL die Überwachungsbehörde ebenfalls vorsieht, dass ein beihilfefreier Marktpreis auch auf Basis eines unabhängigen Gutachtens ermittelt werden kann. Die norwegischen Behörden weisen darauf hin, dass der DT-Bericht und die beiden DS-Berichte vor Abschluss des über 50,5 Jahre laufenden Vertrags vorgelegt wurden. Im zweiten DS-Bericht wurde der Wert auf der Grundlage „direkter Marktforschung“ ermittelt, was nach Auffassung der norwegischen Behörden einen Markttest darstellt, der mit dem eines Ausschreibungsverfahrens vergleichbar ist. Darüber hinaus merken die norwegischen Behörden an, dass der endgültige Preis innerhalb der höheren Spanne lag, die in den drei Gutachten ermittelt wurde.

(50)

Die norwegischen Behörden bringen weiterhin hervor, dass das Fehlen einer Preisanpassungsklausel im Vertrag angemessen war, da der Kaufpreis als Pauschalbetrag und nicht in Form fortlaufender Raten gezahlt wurde. Nach Auffassung der norwegischen Behörden ist es angesichts der Tatsache, dass die Kaufsumme im Voraus gezahlt wurde – teilweise in bar und teilweise als Sachleistung –, was einem dauerhaften Verkauf eines Kraftwerks gleichkommt, „unnatürlich und sehr ungewöhnlich“, einen Preisanpassungsmechanismus aufzunehmen. Die norwegischen Behörden weisen des Weiteren darauf hin, dass aufgrund des Sachleistungsmodells eine nachträgliche Anpassung gemäß den Vorschriften des Gesetzes über Gesellschaften mit beschränkter Haftung (17) sehr wahrscheinlich zudem unrechtmäßig gewesen wäre.

(51)

Von einem Dritten, NEAS (jetzt Nordkraft), ging eine Stellungnahme zum Beschluss Nr. 393/11/KOL ein. NEAS schließt sich im Wesentlichen den Auffassungen der norwegischen Behörden an.

(52)

Artikel 61 Absatz 1 des EWR-Abkommens lautet wie folgt:

„Soweit in diesem Abkommen nicht etwas anderes bestimmt ist, sind Beihilfen der EG-Mitgliedstaaten oder der EFTA-Staaten oder aus staatlichen Mitteln gewährte Beihilfen gleich welcher Art, die durch die Begünstigung bestimmter Unternehmen oder Produktionszweige den Wettbewerb verfälschen oder zu verfälschen drohen, mit dem Funktionieren dieses Abkommens unvereinbar, soweit sie den Handel zwischen Vertragsparteien beeinträchtigen.“

(53)

Aus dieser Bestimmung folgt, dass für das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe die Maßnahme dem Empfänger einen wirtschaftlichen Vorteil verschaffen muss. Im Folgenden wird die Überwachungsbehörde prüfen, ob im vorliegenden Fall ein solcher wirtschaftlicher Vorteil vorlag.

(54)

Dem Gerichtshof der Europäischen Union zufolge muss zur Bestätigung, ob eine staatliche Maßnahme eine Beihilfe darstellt, festgestellt werden, ob das begünstigte Unternehmen dadurch einen wirtschaftlichen Vorteil erhält, den es unter normalen Marktbedingungen nicht erhalten hätte (18). Zur Prüfung, ob ein wirtschaftlicher Vorteil vorliegt, wendet die Überwachungsbehörde den Grundsatz eines (hypothetischen) marktwirtschaftlich handelnden Investors an (19).

(55)

Wenn die in Rede stehende Transaktion im Einklang mit dem Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Investors durchgeführt wurde, d. h., wenn die Gemeinde ihre Rechte an Konzessionsstrom zu deren Marktwert sowie zu einem Preis und zu Geschäftsbedingungen verkauft hat, die von einem in einer Marktwirtschaft tätigen umsichtigen privaten Investor akzeptabel gewesen wären, hätte die Transaktion NEAS keinen wirtschaftlichen Vorteil verschafft und würde demnach keine staatliche Beihilfe darstellen. Im Gegensatz dazu würde eine staatliche Beihilfe vorliegen, wenn das Geschäft nicht zu Marktpreisen abgeschlossen worden wäre.

(56)

Zum Zweck dieser Würdigung kann die Überwachungsbehörde die wirtschaftliche Entscheidung Narviks nicht mit der eigenen Entscheidung gleichsetzen; dies impliziert, dass die Gemeinde als Eigentümerin der Konzessionsstromrechte bei der Wahl der Art und Weise ihres Handels unter normalen Wettbewerbsbedingungen einen Ermessensspielraum besitzt.

(57)

Die Beurteilung des Preises und der Bedingungen des Vertrags zwischen der Gemeinde Narvik und NEAS muss somit auf der Grundlage der Informationen durchgeführt werden, die Narvik zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses vorlagen. In der Regel wäre eine fundierte Ex-ante-Beurteilung ausreichend, um das Vorliegen einer staatlichen Beihilfe auszuschließen, auch wenn sich die der Beurteilung zugrunde gelegten Annahmen rückblickend als falsch herausstellen würden.

(58)

Demnach prüft die Überwachungsbehörde im Folgenden, ob Narvik beim Abschluss des Vertrags über den Verkauf ihrer Rechte an Konzessionsstrom als privater Marktinvestor gehandelt hatte.

(59)

Die Überwachungsbehörde ist sich der Begleitumstände bewusst, unter denen das Geschäft abgeschlossen wurde. Angesichts der von den norwegischen Behörden vorgelegten Informationen ist der Überwachungsbehörde klar, dass sich die Gemeinde zum Zeitpunkt des Vertragsabschlusses in einer Lage befand, in der sie sowohl liquide Mittel (um ihren Kreditverpflichtungen nachzukommen) als auch Kapital benötigte, um dieses in NEAS einzuschießen. Darüber hinaus beschränkte das Gesetz über Gesellschaften mit beschränkter Haftung die Möglichkeit, im Zusammenhang mit der Sachleistung einen Preisanpassungsmechanismus in den Vertrag aufzunehmen. Des Weiteren hatte Narvik 1999 vor dem Abschluss der Vereinbarung über den Verkauf von Konzessionsstrom im Jahr 2000 Verluste beim Verkauf ihres Konzessionsstroms verzeichnet. Aus diesem Grund hatte die Gemeinde beschlossen, ihre Konzessionsstromrechte längerfristig im Einklang mit ihrer beschlossenen Strategie zur Maximierung der Rendite aus dem Verkauf von Konzessionsstrom zu veräußern.

(60)

Den norwegischen Behörden zufolge sollte die Überwachungsbehörde in der Lage sein, das Vorliegen einer Begünstigung auszuschließen, wenn sie die Grundsätze der SOL auf den vorliegenden Fall anwendet. Die Überwachungsbehörde weist darauf hin, dass die SOL zwar nicht für den Verkauf von Rechten zum Erwerb von Konzessionsstrom anwendbar sind, in den SOL aber dennoch zwei Methoden beschrieben werden, mit denen Behörden beim Verkauf von Bauten oder Grundstücken der öffentlichen Hand normalerweise einen Marktpreis erzielen können, wodurch sich sicherstellen lässt, dass der Verkauf keine staatliche Beihilfe beinhaltet. Bei der ersten Methode für den Ausschluss eines Beihilfeelements handelt es sich um den Verkauf durch ein bedingungsfreies Bietverfahren. Bei der zweiten Methode erfolgt der Verkauf zu einem Preis, der durch ein unabhängiges Gutachten festgestellt wird, das auf allgemein anerkannten Bewertungsstandards basiert.

(61)

Die Überwachungsbehörde erklärt, dass der Verkauf eines Vermögenswerts durch ein bedingungsfreies Bietverfahren das Vorliegen einer Begünstigung normalerweise ausschließt, zumindest in tatsächlich offenen Verfahren, in denen es mehrere Bieter gibt (20). Narviks Rechte an Konzessionsstrom wurden allerdings nicht durch ein bedingungsfreies Bietverfahren veräußert.

(62)

Andererseits wurden von Narvik und von NEAS jeweils zwei Bewertungen durch externe Berater beauftragt (siehe Randnummern (26) bis (29) oben). Jedoch wird weder im DS1- noch im DS2- oder im AA-Bericht klar dargelegt, welche Methode der Wertermittlung zugrunde gelegt wurde. Da genaue Erläuterungen fehlen, sieht sich die Überwachungsbehörde nicht imstande, zu prüfen, ob die Marktwertermittlungen im Einklang mit allgemein anerkannten Marktindikatoren und Bewertungsstandards durchgeführt wurden. Daher ist die Überwachungsbehörde der Auffassung, dass die Berichte DS1, DS2 und AA nur eingeschränkt zur Beurteilung des Werts der Konzessionsstromrechte herangezogen werden können. Der DT-Bericht indessen enthält detaillierte Erläuterungen zur vorgenommenen Wertermittlung. Demzufolge können die Ergebnisse dieses Berichts geprüft und verifiziert werden. Aus diesem Grund ist nach Auffassung der Überwachungsbehörde der DT-Bericht der glaubwürdigste Bericht. Der Überwachungsbehörde zufolge untermauert allerdings die Tatsache, dass alle vier Berichte zu ähnlichen Ergebnissen führen (21), die Ergebnisse des DT-Berichts und höchstwahrscheinlich auch die Ergebnisse der drei anderen Berichte.

(63)

Die Überwachungsbehörde erklärt, dass bei einem durch einen unabhängigen Wertgutachter bestimmten Preis das Vorliegen einer Begünstigung beim Verkauf von einfach bewertbaren Grundstücken oder Gebäuden, die Gegenstand zahlreicher Transaktionen waren, normalerweise ausgeschlossen werden kann. Dies sei jedoch nicht zwangsläufig der Fall bei Grundstücken und Gebäuden mit unvergleichbareren Qualitäten oder wenn die Begleitumstände des Verkaufs Anlass zu Zweifeln geben, ob das Gutachten den tatsächlichen Marktwert des Vermögensgegenstands widerspiegelt (22).

(64)

Wie nachfolgend ausgeführt, sind Stromlieferverträge zu einem Festpreis mit einer Laufzeit von über sechs Jahren unüblich und nicht häufig zu beobachten. Angesichts eines fehlenden Marktes mit vergleichbaren Preisen und aufgrund der schwankenden Strompreise ist ein Sachverständigengutachten als Instrument zur Bestimmung des Marktpreises eines Stromvertrags mit einem Festpreis und einer Laufzeit von 50,5 Jahren eher ungeeignet (23).

(65)

Die Überwachungsbehörde weist nochmals darauf hin, dass in jedem Fall der Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Investors, und nicht die SOL (die den Verkauf von Gebäuden und Grundstücken der öffentlichen Hand betreffen), anwendbar ist, um zu prüfen, ob ein von einer Behörde geschlossener Stromvertrag eine „Begünstigung“ eines Unternehmens beinhaltet. Die Anwendung des allgemeinen Grundsatzes des marktwirtschaftlich handelnden Investors auf langfristige Stromverträge wurde vom Gericht in der Rechtssache Budapesti Erőmű Zrt gegen Europäische Kommission bekräftigt; das Gericht bestätigte den Ansatz der Europäischen Kommission („Kommission“) in einer Rechtssache betreffend von den ungarischen Behörden geschlossene langfristige Stromverträge (24).

(66)

In dieser Rechtssache ermittelte die Kommission die zum Zwecke ihrer Untersuchung relevanten wichtigsten Praktiken von Wirtschaftsakteuren auf den europäischen Strommärkten. Anhand dieser Informationen prüfte die Kommission, ob die Vereinbarungen im besagten Fall im Einklang mit diesen Praktiken standen oder ob die Verträge zu Bedingungen geschlossen worden waren, die von einem rein aus wirtschaftlichen Gründen handelnden Akteur nicht akzeptiert worden wären (25).

(67)

Die Kommission gelangte zu dem Schluss, dass langfristige Stromverträge mit einer Laufzeit von mehr als sechs Jahren auf dem europäischen Markt selten sind (26). Die Informationen, die der Überwachungsbehörde zur Verfügung stehen, bestätigen diese Schlussfolgerung. Demnach gibt es, wenn überhaupt, wenige langfristige Stromverträge, die für einen Vergleich des Preises für Stromverkäufe über einen zukünftigen Zeitraum von 50,5 Jahren herangezogen werden können.

(68)

Jedoch müssen potenzielle Käufer und Verkäufer von Kraftwerken langfristige Schätzungen in Bezug auf zukünftige Strompreise anstellen. Genau darauf stützte sich die Argumentation der norwegischen Behörden, die geltend machten, dass der Verkauf der Konzessionsstromrechte von Narvik mit dem Verkauf eines Wasserkraftwerks gleichgesetzt werden könne. Zur Untermauerung dieser Argumentation legten die norwegischen Behörden der Überwachungsbehörde die Pareto-Studie vor, die einen Überblick über den Verkauf von fünf Wasserkraftwerken in Norwegen im Jahr 2000 liefert.

(69)

Die norwegischen Behörden führen an, dass sowohl beim Verkauf eines Wasserkraftwerks als auch beim Verkauf der Rechte Narviks an Konzessionsstrom die Verkaufspreise den NPV der erwarteten Cashflows des Produktionsvolumens darstellen. Somit müsse jeder Käufer oder Verkäufer eines Wasserkraftwerks, wie Narvik und NEAS im vorliegenden Fall, den Wert des Kraftwerks auf Basis des erwarteten Erlöses aus der Stromerzeugung abzüglich der erwarteten Kosten und verringert durch einen entsprechenden Abzinsungssatz für den Zeitraum, über den der neue Eigentümer die Wasserkraft nutzen kann, ermitteln.

(70)

Den norwegischen Behörden zufolge entsprechen die Preise für die in der Pareto-Studie aufgeführten fünf Wasserkraftwerke, nach einer Korrektur bezüglich bestimmter relevanter Faktoren, dem beim Verkauf der Konzessionsstromrechte von Narvik erzielten Preis. In diesem Zusammenhang verweist die Überwachungsbehörde auf die von den norwegischen Behörden angeführten Korrekturfaktoren, wie in Kapitel I Randnummer 11 oben dargelegt.

(71)

Die Verkaufspreise pro kWh Produktionskapazität der fünf Wasserkraftwerke lagen zwischen 1,66 NOK und 1,74 NOK. Ein dauerhafter Verkauf eines Vermögensgegenstands erhöht dessen NPV im Vergleich zu einem Verkauf von Rechten zum Erwerb von Konzessionsstrom über 50,5 Jahre, da auch nach 50,5 Jahren von einem positiven Cashflow des Vermögensgegenstands ausgegangen werden kann. Von den norwegischen Behörden wurde ein Kapitalisierungszinsfuß von 4 % angenommen, was zu einer Korrektur des Verkaufspreises nach unten um etwa 10-15 % führte, damit der Vergleich zwischen einem dauerhaften Verkauf und dem zeitlich begrenzten Verkauf von Konzessionsstrom möglich war (27).

(72)

Der zweite Unterschied zwischen einem dauerhaften Verkauf und dem Verkauf von Rechten zum Erwerb von Konzessionsstrom über 50,5 Jahre betrifft die im NPV-Modell zu verwendende Kostenbasis – Gesamtproduktionskosten gegenüber Konzessionspreis. Die norwegischen Behörden führen an, dass die typischen Betriebskosten, einschließlich einer Reinvestition, für ein neueres Kraftwerk circa 0,05 NOK pro kWh pro Jahr betrugen; der Ministeriumpreis lag zur damaligen Zeit bei etwa 0,10 NOK pro kWh.

(73)

Um beurteilen zu können, ob die Preise für die Kraftwerke einen geeigneten Maßstab für den Marktpreis des in Rede stehenden Konzessionsstroms darstellen, muss die Argumentation der norwegischen Behörden im Einzelnen untersucht werden. Die Untersuchung der Überwachungsbehörde stützt sich auf die von den norwegischen Behörden gelieferten Informationen sowie auf andere öffentlich verfügbare Informationen.

(74)

In der folgenden Untersuchung werden in allen Berechnungen Nominalwerte verwendet (28).

(75)

Für die in der Pareto-Studie betrachteten fünf Wasserkraftwerke lagen die Verkaufspreise pro kWh Produktionskapazität zwischen 1,66 NOK und 1,74 NOK. In einem Bericht des Wirtschaftsberatungsunternehmens Econ Pöyry, in dem Kraftwerksverkäufe zwischen 1996 und 2005 untersucht werden, scheint der durchschnittliche Transaktionswert im Jahr 2000 etwas höher zu liegen, schätzungsweise bei etwa 1,85 NOK. Demselben Bericht zufolge wurde 1999 im Großen und Ganzen der gleiche Preis erzielt. Demzufolge ist die für den Vergleich heranzuziehende Preisspanne in einem geringfügig höheren Bereich als die in der Pareto-Studie genannte anzusiedeln. Da sich der ECON-Bericht auf einen höheren durchschnittlichen Transaktionswert bezieht als die Pareto-Studie, verwendet die Überwachungsbehörde in der weiteren Untersuchung eine Preisspanne von 1,70 NOK bis 1,80 NOK.

(76)

Als zweiter Faktor ist zu prüfen, wie die Preise eines dauerhaften Verkaufs gegenüber einem zeitlich begrenzten Verkauf über 50,5 Jahre anzupassen sind. Die norwegischen Behörden geben an, dass der entsprechende Anpassungsfaktor auf der Grundlage eines Kapitalisierungszinsfußes von 4 % 10-15 % beträgt. Die Überwachungsbehörde ist der Auffassung, dass die Wahl des Kapitalisierungszinsfußes eng mit der Wahl des Abzinsungssatzes im NPV-Modell zusammenhängt. Der im DT-Bericht verwendete nominale Abzinsungssatz nach Steuern beträgt 6,8 %, während im AA-Bericht 7 % angewendet werden. Bei der Bewertung neuer Wasserkraftwerksprojekte hat die NVE einen Satz von 6,5 % verwendet (29). Das Selbstkostenrechnungsmodell verwendet einen Satz von 6 % (30). Die Überwachungsbehörde ist auf der Grundlage der obigen Ausführungen der Auffassung, dass der entsprechende Abzinsungssatz und somit der für den Vergleich eines dauerhaften Verkaufs mit einem zeitbegrenzten Verkauf anzuwendende Kapitalisierungsszinsfuß zwischen 6 % und 7 % nominal nach Steuern beträgt. Auf dieser Basis beträgt die entsprechende Anpassung des Werts aus einem dauerhaften Verkauf gegenüber einem Verkauf über 50,5 Jahre nicht 10-15 %, wie von den norwegischen Behörden behauptet, sondern liegt näher bei 4-5 %.

(77)

Der dritte zu untersuchende Faktor ist der erwartete zukünftige Strompreis. Wie oben dargelegt, ist die Vorhersage der zukünftigen Strompreise über einen Zeitraum von 50 Jahren oder länger ein schwieriges Unterfangen. In den obenerwähnten Wertermittlungsberichten, insbesondere im AA- und DT-Bericht, wird von einem stetigen Anstieg der Marktpreise von Strom über einen Zeitraum von 10-20 Jahren ausgegangen; für den Zeitraum danach werden real stabile Preise (d. h. ein nur durch die erwartete Inflation bedingter Anstieg) angenommen (31). Demnach kann von einem damaligen Konsens auf dem Markt ausgegangen werden, dass die zukünftigen Strompreise langfristig real stabil bleiben und nicht weiter steigen würden (32). Die Überwachungsbehörde nimmt an, dass bei allen Marktteilnehmern die gleiche Unsicherheit in Bezug auf die zukünftige Entwicklung der Strompreise herrschte, auch bei denjenigen, die zum Zeitpunkt des Verkaufs der Konzessionsstromrechte Kraftwerke kauften und verkauften. Somit gibt es keinen Grund für die Annahme, dass die verschiedenen Marktteilnehmer Zugang zu wesentlich unterschiedlichen Informationen im Hinblick auf die Marktpreisentwicklungen haben.

(78)

Nach Betrachtung der Erlösseite werden nun die Kosten näher beleuchtet. Der von den norwegischen Behörden angeführte Vergleich bezieht sich auf ein Szenarium, in dem die Differenz zwischen den Mittelabflüssen pro kWh bei einem dauerhaften Verkauf und dem Verkauf von Konzessionsstrom 0,05 NOK beträgt. Dieser Wert ergibt sich aus einem erwarteten Konzessionsstrompreis von circa 0,10 NOK sowie Betriebskosten einschließlich Reinvestitionen von circa 0,05 NOK.

(79)

Im Hinblick auf den Ministeriumpreis für den Konzessionsstrom gingen die Berater von Narvik und NEAS davon aus, dass die Preise real relativ konstant bleiben würden; d. h., dass weder wesentliche Effizienzzuwächse noch größere Schwankungen bei der Kostenbasis erwartet wurden. Generell wurde ein inflationsbedingter Anstieg des Ministeriumpreises für den Konzessionsstrom erwartet (33). Angesichts der verfügbaren Informationen ist die Überwachungsbehörde der Auffassung, dass von einem umsichtigen Investor die gleichen Annahmen angestellt worden wären; sie geht daher in der weiteren Untersuchung davon aus, dass auch beim Selbstkostenpreis für den Konzessionsstrom keine wesentlichen Änderungen vorliegen. Bei der Berechnung des Werts des Konzessionsstroms bilden diese Kosten den entsprechenden Mittelabfluss (34).

(80)

Da die Höhe des Baraufwands im Lauf der Zeit durch zahlreiche Variablen beeinflusst werden kann, müssen die 0,05 NOK, in denen Betriebs- und Reinvestitionskosten zusammengefasst sind, unter Berücksichtigung der verschiedenen Komponenten dieser Zahl geprüft werden.

(81)

Es ist offensichtlich, dass bei einem Kraftwerk allgemeine Betriebs- und Instandhaltungskosten in einer bestimmten Höhe anfallen. Es ist davon auszugehen, dass die Betriebs- und Instandhaltungskosten für ein Wasserkraftwerk in der Regel relativ niedrig und konstant sind und sich in einem Bereich von 0,02-0,05 NOK pro kWh bewegen (35). Diese Annahme wird durch die zur Bestimmung des Ministeriumpreises verwendeten Kostendaten untermauert. 2000 betrug die Kompensation für Betriebs- und Instandhaltungskosten nach diesem Modell 0,267 NOK pro kWh.

(82)

Für die NPV-Berechnung sind auch andere Mittelabflüsse relevant. In der Berechnung des Ministeriumpreises im Jahr 2000 wurden Steuern mit 0,021 NOK kompensiert. Die für ein Kraftwerk tatsächlich erhobene Steuer hängt natürlich vom Gewinn ab. Wird jedoch vorausgesetzt, dass der Ministeriumpreis für die durchschnittlichen Kosten typischer Kraftwerke in Norwegen repräsentativ ist, erscheint die Annahme von Steuerkosten in Höhe von circa 0.02 NOK pro kWh angemessen.

(83)

Das letzte Element der Mittelabflüsse im NPV sind die Reinvestitionskosten, die entscheidend vom Zeitpunkt und vom Umfang des Reinvestitionsbedarfs eines Kraftwerks abhängen. Die Überwachungsbehörde ist sich bewusst, dass für buchhalterische Zwecke die wirtschaftliche Lebensdauer eines Wasserkraftwerks 40 Jahre beträgt; (36) die tatsächliche Lebensdauer kann jedoch länger sein. Der Reinvestitionsbetrag ist in vielen Fällen hoch, und somit ist der Zeitpunkt des Baraufwands in den NPV-Berechnungen ausschlaggebend, wie dies auch von den norwegischen Behörden angeführt wird. Wenn die Reinvestition zu einem frühen Zeitpunkt im Berechnungszeitraum erfolgt, fällt die Verringerung des NPV deutlich höher aus als bei einer Reinvestition zu einem späteren Zeitpunkt im Berechnungszeitraum. Allerdings lieferten die norwegischen Behörden der Überwachungsbehörde keine Informationen über den Reinvestitionsbedarf der 1999 und 2000 verkauften Wasserkraftwerke, die von ihnen als Vergleichsgrundlage verwendet wurden. Die Überwachungsbehörde stellt fest, dass diese Informationen aufgrund ihres Alters und ihrer Sensitivität höchstwahrscheinlich nicht unmittelbar verfügbar oder einfach erhältlich sind.

(84)

Im Zusammenhang mit der Anpassung der Preise der in Rede stehenden Wasserkraftwerke aufgrund der beiden oben dargelegten Unterschiede (Zeitraum und Kostenbasis) erklären die norwegischen Behörden, dass die Preisspanne von 1,66 NOK bis 1,74 NOK pro kWh mit dem für den Konzessionsstrom erhaltenen Preis von etwa 1,00 NOK pro kWh vergleichbar sei (37). Wie oben bereits dargelegt, geht aus den der Überwachungsbehörde verfügbaren Informationen hervor, dass der durchschnittliche Transaktionswert in den Jahren 1999 und 2000 etwas höher war (circa 1,85 NOK). Deshalb wird die Überwachungsbehörde eine Preisspanne von 1,70 NOK bis 1,80 NOK pro kWh für den Vergleich mit dem von Narvik erzielten Preis von 1,00 NOK zugrunde legen.

(85)

Die erste Anpassung dient zur Schaffung einer Basis für den Vergleich der Preise für einen dauerhaften Verkauf mit einem über 50,5 Jahre laufenden Vertrag. Von der Überwachungsbehörde wurde ein Kapitalisierungszinsfuß von 6 % verwendet, der den Wert der dauerhaften Verkäufe um etwa 5,5 % verringert. Als Vergleichsbasis wird demnach eine Preisspanne von 1,61-1,70 NOK für den Verkauf von Kraftwerken verwendet. Zur Erklärung der Differenz ist die Differenz der Netto-Cashflows von 0,61-0,70 NOK pro kWh zwischen den Konzessionsstrompreisen und den Betriebskosten eines Kraftwerks heranzuziehen, um zu prüfen, ob der Grundsatz des marktwirtschaftlich handelnden Investors erfüllt wurde und Beihilfe demnach auszuschließen ist.

(86)

Wie oben erwähnt, wurden die Gesamtbetriebskosten auf 0,02 NOK bis 0,05 NOK pro kWh geschätzt, zuzüglich geschätzter Steuern von 0,02 NOK pro kWh, was 0,04-0,07 NOK pro kWh entspricht. Zudem müssen Reinvestitionen berücksichtigt werden, deren finanzielle Auswirkungen vom Zeitpunkt und von der Höhe der Reinvestitionen abhängen und somit schwer zu beziffern sind.

(87)

Unter Berücksichtigung dieser Ausführungen hat die Überwachungsbehörde eine Sensitivitätsanalyse in Bezug auf den Verkauf von 128 GWh (38) Konzessionsstrom über den besagten Zeitraum von 50,5 Jahren durchgeführt. Von der Überwachungsbehörde wurden verschiedene Kombinationen von Kosten und Abzinsungssätzen geprüft, wobei nominale Abzinsungssätze nach Steuern von 5,5 % bis 7,5 % und Gesamtbetriebskosten zwischen 0,05 NOK und 0,09 NOK pro kWh verwendet wurden, wie in der untenstehenden Tabelle gezeigt.

(88)

Für Abzinsungssätze zwischen 5,5 % und 7,5 % sind die Ergebnisse niedriger als die Spanne von 0,61 NOK bis 0,70 NOK, wenn die Betriebskosten 0,09 NOK betragen. Dies ist ebenfalls der Fall bei Betriebskosten von 0,08 NOK und einem Abzinsungssatz von 7,5 % oder höher. In diesen Szenarien ist die Differenz zwischen dem Konzessionsstrompreis und den Betriebskosten so gering, dass sich bei der Berechnung des NPV dieser Differenz die Differenz der beim dauerhaften Verkauf von Wasserkraftwerken erzielten höheren Preise dadurch nicht erklären lässt. Dies ist jedoch nur dann der Fall, wenn die Betriebskosten, bei Einschluss der Reinvestitionskosten, 60 bis 80 % über den von den norwegischen Behörden übermittelten Kostenschätzungen liegen.

(89)

Die Überwachungsbehörde hat auf der Grundlage der von den norwegischen Behörden zur Verfügung gestellten Informationen geprüft, ob die Vereinbarung von Narvik mit NEAS Letzterer eine Begünstigung verschaffte. Die Überwachungsbehörde ist der Auffassung, dass die vier Sachverständigengutachten nur bedingt aussagekräftig sind. Im Zusammenhang mit der zukünftigen Entwicklung der Strompreise über einen längeren Zeitraum gibt es viele Unsicherheitsfaktoren. Langfristige Stromverträge ohne Preisanpassungsklauseln sind unüblich.

(90)

Darüber hinaus ist es nicht offensichtlich, dass der Verkauf von Kraftwerken mit dem Verkauf von Konzessionsstrom vergleichbar ist. Ein dauerhafter Verkauf ist eine endgültige Entscheidung, bei der das Risiko den zeitlich unbegrenzten oder zukünftigen Wert betreffend bewertet werden muss. Dies ist beim Verkauf von Konzessionsstrom nicht der Fall; bei dieser Art von Transaktion kann die optimale Vertragslaufzeit im Hinblick auf Risiko und Wert unterschiedlich ausfallen.

(91)

Die Überwachungsbehörde hat jedoch die besonderen Umstände des Falles berücksichtigt, einschließlich der Tatsache, dass Narvik unmittelbar vor Abschluss des über 50,5 Jahre laufenden Vertrags mit NEAS ihren Konzessionsstrom mit Verlust verkaufte. Ebenso wurde die Tatsache berücksichtigt, dass Narvik Zugang zu liquiden Mitteln benötigte, um ihre Schulden zurückzuzahlen und um die geplante Investition in NEAS zu tätigen.

(92)

Angesichts dieser besonderen Umstände akzeptiert die Überwachungsbehörde das Argument, dass die in Rede stehende Transaktion trotz ihrer außerordentlich langen Laufzeit und der Unsicherheitsfaktoren im Hinblick auf die zukünftige Entwicklung der Strompreise mit den Verkäufen von Wasserkraftwerken in den Jahren 1999 und 2000 verglichen werden kann. Infolgedessen akzeptiert die Überwachungsbehörde in diesem speziellen Fall, dass die für die verkauften Wasserkraftwerke erhaltenen Preise einen geeigneten Maßstab zur Bestimmung des Marktpreises für den Verkauf der in Rede stehenden Konzessionsstromrechte über einen langen Zeitraum darstellen. Aufgrund der Nachweise, die der Überwachungsbehörde von den norwegischen Behörden zur Verfügung gestellt wurden, sowie aufgrund der Erläuterungen zu den entsprechenden Differenzen hat Narvik allem Anschein nach einen Preis erzielt, der mit dem Verkauf von Wasserkraftwerken in den Jahren 1999 und 2000 vergleichbar ist.

(93)

Auf der Grundlage all dieser Kriterien ist die Überwachungsbehörde zu der Schlussfolgerung gelangt, das Narvik beim Abschluss des Vertrags mit NEAS über den Verkauf ihrer Rechte an Konzessionsstrom nach eigenem Ermessen eines marktwirtschaftlich handelnden Investors gehandelt hat.

(94)

Der Vertrag kann somit nicht als Maßnahme angesehen werden, die NEAS einen Vorteil verschafft, und beinhaltet demzufolge keine staatliche Beihilfe im Sinne des Artikels 61 des EWR-Abkommens —