19.12.2013   

FR

Journal officiel de l'Union européenne

L 343/63

(1)

Par lettre datée du 7 janvier 2009, une plainte a été déposée contre la municipalité de Narvik (ci-après «Narvik») concernant la vente à Narvik Energi AS (ci-après «NEAS») du droit de la municipalité de Narvik de bénéficier de l'électricité fournie dans le cadre de la concession. L’Autorité a reçu et enregistré ce courrier le 14 janvier 2009 (2). Par lettre datée du 16 juillet 2009 (3), l’Autorité a demandé un complément d’information aux autorités norvégiennes. Par lettre du 2 octobre 2009 (4), les autorités norvégiennes ont présenté leurs observations.

(2)

Le 14 décembre 2011, l’Autorité a entamé la procédure prévue à l’article 1er, paragraphe 2, de la partie I du protocole 3 de l’accord Surveillance et Cour de justice en adoptant la décision no 393/11/COL (ci-après la «décision 393/11/COL»). Par lettre datée du 23 février 2012 (5), les autorités norvégiennes ont présenté leurs observations relatives à cette décision.

(3)

Le 26 avril 2012, la décision a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne et dans son supplément EEE (6). Par courriel en date du 25 mai 2012 (7), l’Autorité a reçu les observations d’une partie intéressée. Par courriel daté du 28 juin 2012 (8), l’Autorité les a communiquées aux autorités norvégiennes. Par lettre datée du 30 novembre 2012 (9), les autorités norvégiennes ont fourni un complément d’information.

(4)

Le plaignant allègue que Narvik, en concluant un contrat avec NEAS pour la vente de 128 GWh d’électricité fournie annuellement dans le cadre de la concession pour une période de 50,5 ans, a vendu son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession à un prix sensiblement inférieur au prix du marché et a dès lors octroyé une aide d’État illégale à NEAS.

(5)

Le plaignant indique en outre que la décision de conclure le contrat a été adoptée par le conseil municipal de Narvik sur la base d’informations incorrectes et/ou incomplètes. Des rapports d’experts critiques à l’égard de la durée du contrat et de la difficulté inhérente à déterminer un prix du marché pour l’électricité n'auraient pas été communiqués au conseil municipal avant de prendre la décision de conclure le contrat.

(6)

En Norvège, une concession est généralement nécessaire pour l’exploitation de grandes centrales hydroélectriques. La centrale qui détient des concessions d’exploitation de chutes d’eau est tenue de vendre un certain volume de sa production annuelle à la municipalité sur le territoire de laquelle elle est située. Le volume d’électricité que la municipalité est autorisée à acquérir est qualifié d’«électricité fournie dans le cadre de la concession». Ce système est défini dans la section 2, paragraphe 12, de la «loi en matière de licences industrielles» (10) et la section 12, paragraphe 15, de la «réglementation en matière de chutes d’eau» (11).

(7)

Le principe de base législatif consiste à veiller à ce que les municipalités disposent d’un approvisionnement en électricité à un prix équitable. Par conséquent, le volume de l’électricité fournie dans le cadre de la concession est déterminé sur la base des besoins en alimentation générale en électricité de chaque municipalité individuelle (12) et peut atteindre jusqu’à dix pour cent de la production annuelle d’une centrale. Il n’existe toutefois aucune restriction imposée aux municipalités sur l’exploitation de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Dès lors, les municipalités peuvent utiliser, vendre ou disposer de ce volume d’électricité comme bon leur semble.

(8)

Ce droit n’impose pas aux municipalités d’acheter l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Pour les concessions antérieures à 1983, la réserve suivante s’applique généralement, à savoir que lorsqu’une municipalité a décidé de ne pas exercer son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, elle perd ce droit à l’avenir.

(9)

La législation définit deux régimes de fixation des prix pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession; l'un pour les concessions accordées avant le 10 avril 1959 et l’autre pour les concessions accordées à partir du 10 avril 1959.

(10)

Pour les concessions accordées avant le 10 avril 1959, le prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession est calculé en fonction du prix de revient de chaque centrale électrique, majoré d’une prime de 20 %. Ce modèle s’applique toujours aux concessions accordées avant le 10 avril 1959 et est dénommé ci-après modèle «prix de revient». L’électricité fournie dans le cadre de la concession, vendue conformément à ce modèle de fixation de prix, est dénommée ci-après «électricité fournie dans le cadre de la concession au prix de revient».

(11)

Pour les concessions accordées après le 10 avril 1959, le prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession est fixé par le ministère de l’énergie et des ressources pétrolières sur la base du coût moyen d’un échantillon représentatif des centrales hydroélectriques du pays. Cette méthode de fixation du prix est dénommée ci-après méthode «prix ministère». L’électricité fournie dans le cadre de la concession, vendue conformément à ce modèle de fixation de prix, est dénommée ci-après «électricité fournie dans le cadre de la concession au prix ministère».

(12)

La loi en matière de licences industrielles dispose que le droit des municipalités de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession peut faire l’objet d’une révision par la direction nationale norvégienne des ressources en eau et de l’énergie (ci-après «NVE») 20 ans après l’octroi de la concession (13). Les autorités norvégiennes ont expliqué que, alors que ce processus de révision peut conduire à un ajustement précis, par la NVE, du volume de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, il ne peut entraîner des modifications substantielles du droit de la municipalité de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. La révision de la plupart des droits de Narvik de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession est prévue pour 2019.

(13)

Les municipalités assument le coût de l’alimentation du réseau avec l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(14)

Par an, Narvik a droit à un total d’environ 128 GWh d’électricité fournie dans le cadre de la concession, dont quelque 116,3 GWh sont facturés en fonction de la méthode prix ministère et les quelque 11,7 GWh restants sont facturés en fonction de la méthode prix de revient. Les autorités norvégiennes ont expliqué que le prix ministère en 2000 était d’environ 0,10 couronne norvégienne et le prix de revient applicable pour Håkvik et Nygård en 2000 était compris entre 0,14 et 0,178 couronne norvégienne.

(15)

NEAS est située dans la municipalité de Narvik dans le comté de Nordland. Elle produit et vend de l’électricité. Jusqu’en 2001, NEAS était la propriété à 100 % de la municipalité de Narvik. En 2001, Narvik a liquidé 49,99 % de ses parts à deux sociétés d’électricité, Vesterålskraft AS et Hålogalandskraft AS.

(16)

Après une fusion en 2006 et un changement de raison sociale en 2009, NEAS fait désormais partie de Nordkraft AS (ci-après «Nordkraft»).

(17)

Jusqu’à la fin 1998, Narvik vendait son droit annuel de quelque 128 GWh d’électricité fournie dans le cadre de la concession à NEAS en vertu de contrats à court ou à plus long terme. Cependant, au début 1999, sans être parvenue à un accord avec NEAS, Narvik a vendu son électricité fournie dans le cadre de la concession sur une bourse d’échange de l’électricité aux prix spot.

(18)

En mars 1999, la municipalité a lancé un appel d’offres pour la vente de son électricité fournie dans le cadre de la concession pour le reste de l’année 1999. Le 30 mars 1999, Narvik a conclu un contrat avec le plus offrant, Kraftinor AS. Le prix s’élevait à 109,50 couronnes norvégiennes par MWh. Puisqu’elle payait 111,10 couronnes norvégiennes par MWh majorées des coûts d’alimentation de l’ordre de 20 couronnes norvégiennes par MWh pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession, Narvik a subi une perte d’environ 2,3 millions de couronnes norvégiennes en vertu de ce contrat. Narvik avait initialement espéré un excédent de 3,5 millions de couronnes norvégiennes.

(19)

Le 19 octobre 1999, le comité exécutif du conseil municipal (ci-après «comité exécutif») a recommandé au conseil municipal d’adopter comme objectif global de la gestion de l’électricité de la municipalité fournie dans le cadre de la concession l’optimisation du rendement à long terme afin d’obtenir une perspective de planification stable. La stratégie proposée pour atteindre cet objectif s’articule autour de quatre éléments:

(20)

Le conseil municipal a entériné la recommandation du comité exécutif et y a apporté une modification, suggérée par le maire et confirmée au moyen d’un amendement à la stratégie: au lieu que le maire «reçoive» explicitement «procuration afin de conclure des contrats conformément à la stratégie mise en place par le conseil municipal», la décision finale stipulait que «en guise de première étape dans l’exécution de cette stratégie, NEAS est invitée à débattre de ses intérêts en l’affaire comme indiqué dans sa lettre à la municipalité en date du 9 novembre».

(21)

Une lettre de NEAS datée du 9 novembre 1999 a mis en doute la stratégie proposée pour vendre l’électricité fournie dans le cadre de la concession en vertu de plusieurs contrats de durées différentes afin de diversifier le risque. À la place, NEAS a suggéré un contrat à long terme («par exemple 50 ans») et était disposée à inclure une clause d’ajustement des prix dans le contrat avec Narvik.

(22)

En outre, dans une lettre datée du 15 avril 1999, NEAS a manifesté son intérêt de conclure un contrat à long terme pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession, principalement par un achat avec paiement d’une somme forfaitaire unique, ou, à titre subsidiaire, par le biais d’un bail à long terme – proposé initialement pour une durée de 60 ans – avec des paiements annuels à Narvik.

(23)

Outre la question de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, il a également été débattu du rôle futur de NEAS sur le marché et du rôle de Narvik en tant que propriétaire de NEAS.

(24)

Selon les autorités norvégiennes, NEAS observait à l’époque une vaste consolidation régionale des sociétés d’électricité et l’entrée d’opérateurs nationaux/internationaux sur les marchés locaux. NEAS se devait de renforcer ses fonds propres afin d’acquérir des parts dans d’autres sociétés d’électricité, notamment Nordkraft AS. NEAS avait également signé des lettres d’intention avec Hålogaland Kraft AS et Vesterålskraft AS afin de créer une entreprise régionale de production et une entreprise régionale de transport de l’énergie. Ces modifications devaient prendre effet à partir du 1er janvier 2001. Afin que NEAS puisse effectuer ces transactions par apport de fonds propres et de capitaux d’emprunt, Narvik – le propriétaire unique de NEAS – était censée injecter des capitaux propres supplémentaires dans NEAS.

(25)

Lors d’une réunion du conseil municipal le 16 décembre 1999, il a été décidé que la participation de la municipalité dans NEAS, les besoins en capitaux de l’entreprise et la gestion de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, devaient faire l’objet d’une évaluation conjointe d’une équipe de négociation composée du maire, de l’adjoint au maire, du chef de l’opposition, ainsi que du directeur, du directeur adjoint et du responsable des achats de l’administration municipale (ci-après «l’équipe de négociation»).

(26)

NEAS a demandé deux rapports auprès d’Arthur Andersen (ci-après «AA») et de Deloitte & Touche (ci-après «DT») afin de déterminer la valeur de l’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix ministère. Le rapport d’AA applique une méthodologie valeur actuelle nette (ci-après «VAN»), mais n’explique pas en détail les hypothèses de base. Le rapport de DT applique également une méthodologie VAN, mais explique plus avant que le rapport d’AA les hypothèses et calculs pertinents. Par exemple, le rapport de DT explique en détail comment le rendement requis est déterminé sur la base du modèle d’évaluation des actifs financiers (ci-après «CAPM» – capital asset pricing model) et comment les coûts moyens pondérés du capital (ci-après «WACC» – weighted average cost of capital) sont déterminés. L’analyse contient également une description détaillée du calcul du prix concession et comprend une analyse de sensibilité qui repose sur l’évolution progressive tant du prix de l’électricité que des WACC.

(27)

Narvik a demandé deux rapports auprès de Danske Securities (ci-après «DS1» et «DS2»). Pour ce qui concerne le premier rapport, le rapport DS1, Danske Securities a été chargée d’évaluer si oui ou non la municipalité devait vendre son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession sur le marché ou le transférer à NEAS. Dans ce rapport DS1, Danske Securities, de sa propre initiative, a fourni une estimation de la valeur de ce droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession pour une période de 50 ans. Au-delà de ses hypothèses sur les évolutions futures des prix de l’électricité, Danske Securities n’a fourni que peu d’indications sur la méthode de calcul de la valeur du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(28)

Dans le rapport DS2, Danske Securities a sollicité une prévision des prix et des coûts auprès de trois opérateurs du marché: CBF Kraftmegling AS (ci-après «CBF»), Norwegian Energy Brokers AS (ci-après «NEB») et Statkraft SF (ci-après «Statskraft»). Sur la base de ces prévisions, Danske Securities a calculé une valeur de marché estimée du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Les prévisions de CBF ont permis de donner une estimation de l’hypothèse de base de l’ordre de 127 millions de couronnes norvégiennes. Les prévisions de NEB ont permis de donner une estimation de l’hypothèse de base de l’ordre de 75 millions de couronnes norvégiennes. Comme NEB n’a pas adapté ses prévisions de prix et de coûts en fonction de l’inflation, Danske Securities a précisé qu’elle ne trouvait pas les prévisions de NEB crédibles. Les prévisions de Statkraft ont donné lieu à une estimation de l’ordre de 115 à 140 millions de couronnes norvégiennes. Sur la base de ces trois évaluations de la valeur, Danske Securities a conclu que la VAN estimée du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession serait de l’ordre de 100 à 140 millions de couronnes norvégiennes.

(29)

Le tableau suivant présente un résumé de ces quatre rapports. Ci-après, ces rapports sont collectivement dénommés «les quatre rapports».

(30)

Outre les avis extérieurs, le responsable des achats de la municipalité de Narvik a procédé à ses propres évaluations.

(31)

Dans la première évaluation présentée au comité exécutif en octobre 1999, il a conclu que le risque global pour la municipalité était élevé pour les contrats à long terme, à savoir des contrats entre 10 et 40 ans.

(32)

Dans la deuxième évaluation, présentée à l’équipe de négociation le 16 mars 2000, plusieurs options pour la gestion de l’électricité fournie dans le cadre de la concession ont été abordées. À cette date, toutefois, l’équipe de négociation avait limité la portée de son mandat uniquement à l’évaluation du risque, de la durée du règlement, des répercussions fiscales et de la maximisation des profits pour trois scénarios (qui impliquent tous que Narvik transfère le droit de l’électricité fournie dans le cadre de la concession à NEAS pendant une période de 50 ans et réduise sa participation dans NEAS). Néanmoins, dans sa deuxième évaluation, le responsable des achats a continué à souligner l’importance de la durée du contrat. Son évaluation de la valeur marginale dans le temps du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession était que «… conclure un contrat à très long terme, 50 ans par exemple, ne nous offre, à nous les vendeurs, qu’une valeur supplémentaire minime par rapport à un contrat à plus court terme (par exemple 20 ans avec 83 millions de couronnes norvégiennes)».

(33)

Au terme de débats internes relatifs aux avantages et aux inconvénients d’un contrat à long terme, l’équipe de négociation a présenté ses recommandations au conseil municipal. Elle recommandait un contrat d’une durée de 50,5 ans pour réduire le risque de la municipalité et offrir une perspective de planification à long terme.

(34)

NEAS a seulement essayé d’acquérir les 116,3 GWh d’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix ministère. Lors des négociations avec l’entreprise, Narvik a toutefois insisté pour que son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession soit intégralement acheté et que les 11,7 GWh d’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix de revient soient dès lors inclus à l’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix ministère.

(35)

En mai 2000, les parties ont finalement accepté que la totalité des 128 GWh d’électricité fournie dans le cadre de la concession soit couverte par l’accord et que NEAS paie 120 millions de couronnes norvégiennes pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix ministère et 6 millions de couronnes norvégiennes pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix de revient.

(36)

Le 25 mai 2000, le conseil municipal a pris la décision officielle de vendre le droit annuel de la municipalité de bénéficier des 128 GWh d’électricité fournie dans le cadre de la concession à NEAS pour 50,5 ans et un montant de 126 millions de couronnes norvégiennes.

(37)

Le 16 octobre 2000, Narvik et NEAS ont concrétisé leur accord par la signature du contrat dans lequel Narvik vend le droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession conformément aux modalités décrites ci-dessus. Aucun mécanisme d’ajustement des prix n’est prévu au contrat et le montant doit être réglé sous forme de versement forfaitaire unique.

(38)

Le 29 novembre 2000, Narvik et NEAS ont signé un accord complémentaire dans lequel NEAS, pour acquérir le droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, s’est engagée à payer à Narvik 60 millions de couronnes norvégiennes en espèces et les 66 millions restants en un apport en capitaux propres en nature injecté dans NEAS (à l’époque détenue à 100 % par la municipalité).

(39)

En 2001, Narvik a cédé 49,99 % de ses parts dans NEAS à Vesterålskraft AS et Hålogalandskraft AS.

(40)

Les autorités norvégiennes estiment que le contrat avec NEAS a été conclu aux conditions du marché. Elles soulignent d’abord que cet accord a été conclu parce que Narvik était dans une situation financière difficile et avait besoin d’un apport en numéraires. Ensuite, NEAS devait subir une recapitalisation afin de procéder à une restructuration pour former une entreprise régionale plus vaste. Enfin, au moment de la conclusion du contrat, la municipalité vendait l’électricité fournie dans le cadre de la concession à perte parce que le prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession était plus élevé que le prix du marché. Par exemple, d’avril 1999 à décembre 1999, Narvik a perdu 2,3 millions de couronnes norvégiennes pour la vente de l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(41)

En ce qui concerne la question du risque lié à la réglementation, les autorités norvégiennes ont expliqué que NEAS supportait tout le risque. Selon elles, ce risque pourrait davantage se traduire par un volume réduit plutôt qu’un volume accru de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, ce qui réduirait la probabilité de l’aide d’État.

(42)

Les autorités norvégiennes estiment que la référence de marché appropriée pour l’accord de 50,5 ans est une vente permanente d’une centrale électrique et que le prix, adapté en fonction de différences pertinentes, obtenu par NEAS correspond aux niveaux de prix pour la vente de centrales électriques au cours de cette même période.

(43)

En ce qui concerne les données de prix relatives à la vente de centrales électriques en 2000, les autorités norvégiennes se réfèrent à un «examen en temps réel du marché de l’électricité» pour l’année 2000 effectué par Pareto (ci-après l’«examen Pareto»). De cet examen, il ressort que les prix du marché pour les centrales électriques vendues en 2000 variaient entre 1,64 et 1,77 couronne norvégienne par KWh de la capacité de production annuelle. La vente du droit de Narvik de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession équivaut environ à 1,00 couronne norvégienne par KWh de la capacité de production annuelle. Selon les autorités norvégiennes, les facteurs suivants peuvent expliquer la différence entre ces chiffres.

(44)

D’abord, en 2000, les frais d’exploitation typiques, y compris le réinvestissement continu (sans dépréciation), pour une centrale électrique plus récente s’élevaient à quelque 0,05 couronne norvégienne par KWh par an (plus les coûts liés à l’alimentation). Le versement continu attendu par NEAS représentait le double; soit quelque 0,10 couronne norvégienne par KWh par an (plus les coûts liés à l’alimentation) pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession au prix ministère et de 0,14 à 0,178 couronne norvégienne par KWh (plus les coûts liés à l’alimentation) par an pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession avant le 10 avril 1959. En 2000, le prix du marché espéré s’élevait à environ 0,12 couronne norvégienne par KWh. Dès lors, le scénario 2000 entraînait un bénéfice net de 0,07 couronne norvégienne par KWh pour le propriétaire d’une centrale, contre 0,02 couronne norvégienne par KWh pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Au moment de la conclusion du contrat, le prix 2010 estimé s’élevait à 0,20 couronne norvégienne. Sur la base de cette estimation, le scénario 2010 entraînait un bénéfice net de 0,15 couronne norvégienne par KWh pour le propriétaire d’une centrale, contre 0,10 couronne norvégienne par KWh pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(45)

Ensuite, les autorités norvégiennes estiment que les prix pour la vente des cinq centrales électriques de l’examen Pareto doivent être revus à la baisse d’environ 10 à15 % si un taux de capitalisation de 4 % est appliqué pour compenser la différence entre la capitalisation pour une durée illimitée (facteur de capitalisation de 25) et pour 50 ans (facteur de capitalisation de 21,48).

(46)

Les autorités norvégiennes ajoutent en outre que les premières années influent davantage sur le calcul de la VAN et que de lourds coûts de réinvestissement de propriété surviennent généralement à un stade ultérieur et n’ont dès lors qu’un effet de réduction négligeable sur le calcul de la VAN.

(47)

Compte tenu de tout ce qui précède, les autorités norvégiennes estiment qu’il existe une étroite corrélation entre, d’une part, les ventes de centrales électriques à quelque 1,64 à 1,77 couronne norvégienne par KWh de la capacité de production annuelle, et d’autre part, le loyer (paiement pour l’accès à l’électricité pendant 50,5 ans) d’environ 1,00 couronne norvégienne par KWh de l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(48)

Les autorités norvégiennes affirment donc qu’une comparaison qui tient compte de ces facteurs, montre que le prix payé par NEAS pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession était comparable au prix des centrales électriques vendues au cours de la même période et ajoutent que la conclusion sur le niveau de prix s’appuie sur le rapport de DT et les deux rapports de DS antérieurs à la conclusion de l’accord de 50,5 ans pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(49)

Sur la base des lignes directrices de l’Autorité concernant les éléments d’aide d’État contenus dans les ventes de terrains et de bâtiments par les pouvoirs publics (ci-après «SOL») (16), les autorités norvégiennes affirment qu’un appel d’offres concurrentiel et inconditionnel constitue l’unique méthode reconnue par l’Autorité afin de fixer les prix du marché pour la vente de biens publics. Les autorités norvégiennes soulignent que dans ces lignes directrices, l’Autorité reconnaît également qu’un prix du marché exempt d’aide d’État peut être déterminé sur la base d’une évaluation par un expert indépendant. Les autorités norvégiennes constatent que le rapport de DT et les deux rapports de DS ont été rédigés avant la conclusion du contrat de 50,5 ans. Le deuxième rapport de DS détermine la valeur sur la base d’«études de marché directes», ce qui, selon les autorités norvégiennes, a donné lieu à une consultation des acteurs du marché comparable à celle d’un appel d’offres. Les autorités norvégiennes ont également constaté que le prix final se situait à la limite supérieure des trois évaluations.

(50)

Les autorités norvégiennes estiment en outre qu’il convenait de ne pas inclure de clause d’ajustement des prix puisque le prix d’achat était versé sous la forme d’un montant forfaitaire et non sur une base continue. Les autorités norvégiennes considèrent que, comme la vente a été réglée d’avance – pour partie en espèces et pour partie comme une contribution en nature – de façon similaire à une vente permanente de centrales électriques, il est «anormal et très inhabituel» d’inclure un mécanisme d’ajustement des prix. Les autorités norvégiennes avancent en outre que, en vertu du modèle de contribution en nature, un ajustement ultérieur aurait probablement été illégal conformément aux dispositions de la loi sur la société à responsabilité limitée (17).

(51)

Une tierce partie, NEAS (aujourd’hui Nordkraft), a présenté des observations sur la décision 393/11/COL. NEAS adhère dans les grandes lignes au point de vue des autorités norvégiennes.

(52)

L’article 61, paragraphe 1, de l’accord EEE est libellé comme suit:

«Sauf dérogations prévues par le présent accord, sont incompatibles avec le fonctionnement du présent accord, dans la mesure où elles affectent les échanges entre les parties contractantes, les aides accordées par les États membres de la CE ou par les États de l’AELE ou accordées au moyen de ressources d’État, sous quelque forme que ce soit, qui faussent ou qui menacent de fausser la concurrence en favorisant certaines entreprises ou certaines productions.»

(53)

Il ressort de cette disposition que, pour constituer une aide d’État, la mesure doit conférer un avantage économique au bénéficiaire. Ci-après, l’Autorité apprécie l’existence, dans la présente affaire, d’un tel avantage économique.

(54)

La Cour de justice de l’Union européenne a déclaré qu’afin de confirmer si une mesure étatique constitue une aide, il convient d’établir si l’entreprise bénéficiaire reçoit un avantage économique, qu’elle n’aurait pu obtenir dans des conditions normales de marché (18). Afin d’évaluer l’existence d’un avantage économique, l’Autorité applique le principe de l’investisseur (hypothétique) en économie de marché (19).

(55)

Si la transaction en question s’est effectuée conformément au principe de l’investisseur en économie de marché, c’est-à-dire si la municipalité a vendu le droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession à la valeur de marché et que le prix et les conditions de la transaction étaient acceptables pour un investisseur privé avisé, dans une économie de marché, la transaction ne confère aucun avantage économique à NEAS et n’entraîne pas l’octroi d’une aide d’État. Au contraire, il peut y avoir une aide d’État si la transaction ne s’est pas effectuée au prix du marché.

(56)

Lors de cette appréciation, l’Autorité ne peut pas remplacer les considérations commerciales de Narvik par les siennes, ce qui implique que la municipalité, en tant que propriétaire du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, jouit d’une marge d’appréciation afin de choisir son mode de fonctionnement dans des conditions normales de concurrence.

(57)

Une appréciation du prix et des conditions du contrat entre la municipalité et NEAS doit reposer sur les informations dont Narvik disposait au moment de la conclusion du contrat. Généralement, une évaluation a priori en connaissance de cause est suffisante pour exclure l’existence d’une aide d’État, même si les hypothèses utilisées dans l’évaluation s’avèrent erronées avec le recul.

(58)

Ci-dessous, l’Autorité évalue donc si Narvik a agi en tant qu’investisseur privé en économie de marché lorsqu’elle a conclu un contrat pour vendre son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(59)

L’Autorité reste attentive au contexte dans lequel s’inscrit cette transaction. D’après les informations apportées par les autorités norvégiennes, l’Autorité comprend qu’au moment de la conclusion du contrat, la municipalité était dans une situation où elle avait besoin tant de liquidités (afin de respecter ses obligations liées aux prêts) que de capitaux à injecter dans NEAS. En outre, il convient de noter que la loi sur la société à responsabilité limitée restreignait la possibilité d’inclure un mécanisme d’ajustement des prix dans le contrat pour une contribution en nature. En 1999, avant la conclusion de l’accord de vente en 2000, Narvik avait en outre subi des pertes sur la vente de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. La municipalité avait dès lors décidé de céder son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession pour un plus long terme tout en respectant sa stratégie clairement énoncée de maximiser la rentabilité de l’électricité fournie dans le cadre de la concession.

(60)

Les autorités norvégiennes ont fait valoir que l’Autorité devrait pouvoir exclure l’existence d’un avantage en appliquant les principes des lignes directrices SOL en l’affaire. L’Autorité souligne que, même si les lignes directrices SOL ne s’appliquent pas à la vente des droits d’acquisition de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, elles préconisent deux méthodes par le biais desquelles les autorités publiques peuvent normalement obtenir un prix du marché pour la vente de terrains et de bâtiments détenus par les pouvoirs publics et dès lors s’assurer que la vente ne s’accompagne pas d’une aide d’État. La vente dans le cadre d’une procédure d’offre inconditionnelle constitue la première méthode pour exclure un élément d’aide. La seconde est la vente à un prix fixé par l’évaluation d’un expert indépendant effectuée conformément aux normes d’évaluation généralement reconnues.

(61)

L’Autorité relève que la vente d’un bien dans le cadre d’une procédure d’offre inconditionnelle exclut normalement l’existence d’un avantage, à tout le moins dans des procédures véritablement ouvertes avec plus d’un soumissionnaire (20). Toutefois, le droit de Narvik de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession n’a pas été vendu dans le cadre d’une procédure d’offre inconditionnelle.

(62)

Par ailleurs, Narvik et NEAS ont toutes deux demandé des évaluations par des conseillers externes, tel que décrit dans les considérants (26) à (29) ci-dessus. Toutefois, ni les rapports DS1 et DS2 ni les rapports d’AA n’ont entièrement clarifié la méthode utilisée pour déterminer les évaluations de la valeur. En l’absence d’éclaircissements complémentaires, l’Autorité n’est pas en mesure d’apprécier si les évaluations de la valeur marchande ont été effectuées conformément aux indicateurs de marché et aux normes d’évaluation généralement reconnus. L’Autorité estime donc que les rapports DS1, DS2 et les rapports d’AA ne présentent qu’une pertinence limitée pour évaluer la valeur du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Par ailleurs, le rapport de DT fournit une explication détaillée de ses évaluations. Dès lors, ses résultats peuvent être testés et vérifiés. L’Autorité conclut par conséquent que le rapport de DT est le plus crédible. Selon l’Autorité, le fait que les quatre rapports présentent des résultats identiques (21) renforce toutefois les résultats du rapport de DT et sans doute également ceux des trois autres rapports.

(63)

L’Autorité indique que même si un prix fixé par un expert indépendant peut en principe exclure l’existence d’un avantage dans la vente de terrains ou de bâtiments génériques facilement évaluables qui ont fait l’objet de plusieurs transactions, ce n’est pas nécessairement le cas pour les terrains ou les bâtiments plus exceptionnels ou lorsque les circonstances propres à la vente sont de nature à faire naître un doute quant à savoir si l’évaluation de l’expert reflète la valeur marchande réelle du bien (22).

(64)

Comme expliqué ci-après, des contrats à prix fixe d’approvisionnement en électricité d’une durée supérieure à 6 ans sont inhabituels et peu courants. En raison de l’absence d’un marché où des prix comparables peuvent être observés et en raison de la volatilité des prix de l’électricité, une évaluation d’un expert est moins appropriée pour déterminer le prix du marché d’un contrat d’approvisionnement en électricité conclu à un prix fixe pour 50,5 ans (23).

(65)

En tout état de cause, l’Autorité rappelle que c’est l’examen de l’investisseur en économie de marché, et non les lignes directrices SOL, qui concernent la vente de terrains et de bâtiments publics, qui s’applique pour apprécier si un contrat d’approvisionnement en électricité conclu par les pouvoirs publics s’accompagne d’un avantage «favorisant» une entreprise. En effet, le fait que le principe général d’investisseur en économie de marché s’applique aux contrats à long terme d’approvisionnement en électricité a été confirmé par le tribunal en l’affaire Budapesti Erőmű Zrt contre Commission dans laquelle le tribunal a confirmé l’approche adoptée par la Commission européenne (ci-après la «Commission») dans une affaire concernant des contrats d’approvisionnement en électricité à long terme conclus par les autorités hongroises (24).

(66)

Dans cette affaire, la Commission a identifié les principales pratiques des acteurs commerciaux sur les marchés européens de l’électricité, qui étaient pertinentes aux fins de son analyse, et a évalué si les accords dans le cas présent étaient conformes à ces pratiques ou si les contrats étaient conclus à des conditions qui ne seraient pas acceptables pour un opérateur agissant uniquement pour des raisons commerciales (25).

(67)

La Commission a constaté que des contrats à long terme d’approvisionnement en électricité avec une durée de plus de 6 mois sont rarement conclus sur le marché européen (26). Les informations dont l’Autorité dispose confirment cette observation. Il existe dès lors très peu de contrats d’approvisionnement en électricité, voir aucun avec lequel comparer le prix de l’électricité vendu pour 50,5 ans.

(68)

Les estimations à long terme des prix futurs de l’électricité doivent néanmoins être réalisées par les vendeurs et les acheteurs potentiels de centrales électriques. C’est à ce titre que les autorités norvégiennes ont avancé que la vente du droit de Narvik de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession devrait être assimilée à la vente d’une centrale hydroélectrique. Afin de soutenir cet argument, les autorités norvégiennes ont transmis à l’Autorité l’examen Pareto qui présente une vue d’ensemble sur cinq centrales hydroélectriques vendues en Norvège en 2000.

(69)

Les autorités norvégiennes soutiennent que tant en cas de vente d’une centrale hydroélectrique que de la vente, par Narvik, de son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, les prix de la vente correspondent à la VAN des flux de trésorerie attendus du volume de production. Dès lors, comme Narvik et NEAS dans le cas présent, tout acheteur ou vendeur d’une centrale hydroélectrique devra évaluer la valeur de la centrale sur la base des revenus attendus de la production déduction faite des coûts prévus actualisés au taux d’actualisation approprié aussi longtemps que le nouveau propriétaire peut exploiter la centrale hydroélectrique en question.

(70)

Les autorités norvégiennes affirment que les prix des cinq centrales hydroélectriques tels que corrigés en fonction de certains facteurs pertinents et mentionnés dans le rapport Pareto sont comparables au prix obtenu lors de la vente du droit de Narvik de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Dans ce cadre, l’Autorité prend acte des facteurs de correction mentionnés par les autorités norvégiennes, comme expliqué au chapitre I.11 ci-dessus.

(71)

Pour les cinq centrales hydroélectriques, la fourchette des prix de vente par KWh de capacité de production se situait entre 1,66 et 1,74 couronne norvégienne. La vente permanente d’un actif augmentera la VAN de cet actif par rapport à la vente du droit à l’achat de l’électricité fournie dans le cadre de la concession sur une période de 50,5 ans, puisque cet actif est supposé avoir un flux de trésorerie positif au-delà de 50,5 ans. Les autorités norvégiennes sont parties d’un taux de capitalisation de 4 % qui se traduit par un ajustement à la baisse du prix de vente d’environ 10 à 15 % afin de comparer une vente permanente à une vente à durée limitée de l’électricité fournie dans le cadre de la concession (27).

(72)

La deuxième différence entre une vente permanente et la vente du droit à l’achat de l’électricité fournie dans le cadre de la concession sur une période de 50,5 ans concerne la structure des coûts utilisée dans le modèle VAN – coûts de production totaux par rapport au prix concession. Les autorités norvégiennes ont indiqué que les frais d’exploitation caractéristiques, y compris le réinvestissement pour une centrale électrique plus récente, se situaient aux alentours de 0,05 couronne norvégienne par KWh, alors que le prix ministère à l’époque était d’environ 0,10 couronne norvégienne par KWh.

(73)

Afin d’évaluer si les prix pour les centrales électriques constituent ou non des approximations pertinentes pour le prix du marché de l’électricité fournie dans le cadre de la concession en question, il convient de se pencher plus avant sur chaque élément de l’argument. L’évaluation de l’Autorité repose sur les informations fournies par les autorités norvégiennes et d’autres informations mises à la disposition du public.

(74)

Dans l’analyse ci-après, des chiffres nominaux sont utilisés dans tous les calculs (28).

(75)

Pour les cinq centrales hydroélectriques mentionnées dans l’examen Pareto, les prix de vente par KWh de capacité de production se situaient dans la fourchette de 1,66 à 1,74 couronne norvégienne. Dans un rapport établi par le cabinet de conseil économique Econ Pöyry, qui analyse les ventes de centrales électriques entre 1996 et 2005, la valeur de transaction moyenne en 2000 semble être un rien plus élevée, environ 1,85 couronne norvégienne selon les estimations. Selon ce même rapport, le même prix approximatif a été obtenu en 1999. En conséquence, la fourchette de prix à comparer semble légèrement supérieure à celle de l’examen Pareto. Comme le rapport ECON fait référence à une valeur de transaction moyenne plus élevée que l’examen Pareto, l’Autorité utilisera une fourchette de l’ordre de 1,70 à 1,80 couronne norvégienne dans l’analyse complémentaire.

(76)

Le deuxième facteur à prendre en compte consiste à ajuster les niveaux de prix d’une vente permanente à une vente à durée limitée sur une période de 50,5 ans. Les autorités norvégiennes ont fait valoir que le facteur d’ajustement approprié est de 10 à 15 % sur la base d’un taux de capitalisation de 4 %. L’Autorité estime que le choix du taux de capitalisation est étroitement lié au choix du taux d’actualisation du modèle VAN. Le taux d’actualisation nominal après impôts utilisé dans le rapport de DT s’élevait à 6,8 % alors qu’il était de 7 % dans le rapport d’AA. Il convient également de noter que la NVE a utilisé un taux de 6,5 % pour évaluer des nouveaux projets de centrale hydroélectrique (29). Le mode de calcul du prix de revient utilise un taux de 6 % (30). L’Autorité considère, sur la base de ce qui précède, que le taux d’actualisation approprié et dès lors le taux de capitalisation approprié à appliquer lors de la comparaison d’une vente permanente à une vente à durée limitée, se situe dans la fourchette de 6 à 7 % théoriquement après impôts. Sur cette base, l’ajustement approprié de la valeur d’une vente permanente à une vente sur une période de 50,5 ans n’est pas de 10 à 15 % comme l’expliquent les autorités norvégiennes mais est plus proche des 4 à 5 %.

(77)

Le troisième facteur à prendre en compte est le prix futur du marché de l’électricité. Comme expliqué ci-dessus, prévoir les prix futurs de l’électricité sur une période de 50 ans ou plus constitue un exercice laborieux. Dans les rapports d’évaluation décrits ci-dessus, notamment les rapports d’AA et de DT, le prix du marché de l’électricité devait augmenter régulièrement pendant une période de 10 à 20 ans au-delà de laquelle les prix devaient être constants en termes réels (c’est-à-dire uniquement augmenter avec l’inflation prévue) (31). Ces éléments suggèrent que le consensus sur le marché à l’époque était que les prix futurs de l’électricité à long terme resteraient constants en termes réels et ne continueraient pas à augmenter (32). L’Autorité considère qu’il existait la même incertitude quant aux prix futurs de l’électricité pour tous les participants du marché, également ceux qui achetaient et vendaient des centrales électriques au cours de la même période que celle de la vente du droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Rien ne permet de penser que les différents participants au marché ont accès à des informations totalement différentes relatives aux estimations des prix du marché.

(78)

Des revenus aux coûts, la comparaison présentée par les autorités norvégiennes fait référence à un scénario qui comporte une différence dans les sorties de trésorerie par KWh entre une vente permanente et la vente de l’électricité fournie dans le cadre de la concession de 0,05 couronne norvégienne en raison d’un prix de concession attendu d’environ 0,10 couronne norvégienne et de frais d’exploitation comprenant le réinvestissement d’environ 0,05 couronne norvégienne.

(79)

Pour ce qui concerne le prix ministère pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession, les consultants chargés de conseiller Narvik et NEAS s’attendaient à ce que les prix restent relativement constants en termes réels, ce qui signifie qu’on n’espérait aucun gain d’efficacité important ni aucune grande volatilité dans la base du coût. En principe, le prix ministère pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession devait augmenter avec l’inflation (33). Sur la base des informations disponibles, l’Autorité considère qu’un investisseur privé aurait formulé les mêmes hypothèses et estime dès lors qu’aucune modification importante du prix de revient de l’électricité fournie dans le cadre de la concession n’interviendrait dans l’analyse ultérieure. Ces coûts constituent les sorties de trésorerie pertinentes dans le calcul de la valeur de l’électricité fournie dans le cadre de la concession (34).

(80)

Comme il existe plusieurs variables qui peuvent avoir une incidence sur le niveau des décaissements au fil du temps, le chiffre de 0,05 couronne norvégienne qui regroupe les frais d’exploitation et le coût de réinvestissement doit être évalué sur la base de ses divers composants.

(81)

Dans un premier temps, il est clair qu’une centrale électrique présentera un certain niveau de coûts généraux d’exploitation et de maintenance. De manière générale, il est supposé que les frais d’exploitation et de maintenance d’une centrale hydroélectrique sont relativement faibles et constants dans la fourchette de 0,02 à 0,05 couronne norvégienne par KWh (35). Cette thèse est étayée par les données relatives aux coûts utilisées pour déterminer le prix ministère. En 2000, la compensation en vertu de ce modèle pour les frais d’exploitation et de maintenance s’élevait à 0,267 couronne norvégienne par KWh.

(82)

D’autres sorties de trésorerie sont également pertinentes aux fins du calcul de la VAN. Dans le calcul du prix ministère à partir de 2000, les taxes étaient compensées à hauteur de 0,021 couronne norvégienne. La charge fiscale effective pour une centrale électrique donnée dépend bien sûr des bénéfices, mais étant donné que le prix ministère est censé être représentatif du coût moyen des centrales électriques caractéristiques en Norvège, il semble raisonnable de supposer un coût fiscal d’environ 0,02 couronne norvégienne par KWh.

(83)

Les coûts de réinvestissement, qui dépendent essentiellement du calendrier et du niveau des besoins en réinvestissement de la centrale électrique constituent la dernière partie des sorties de trésorerie de la VAN. L’Autorité comprend que, à des fins comptables, la durée de vie économique d’une centrale hydroélectrique est de 40 ans (36), même si la durée de vie réelle peut être plus longue. Le niveau de réinvestissement est important dans de nombreux cas. Par conséquent, le calendrier du décaissement, comme le font également valoir les autorités norvégiennes, revêt une importance considérable pour le calcul de la VAN. Si ce réinvestissement intervient tôt dans la période de calcul, la réduction de la VAN est beaucoup plus importante que s’il intervient plus tard dans la période de calcul. Cependant, les autorités norvégiennes n’ont pas fourni à l’Autorité les informations sur les besoins en réinvestissement des centrales hydroélectriques vendues en 1999 et en 2000 utilisées comme base pour leur comparaison. L’Autorité fait observer qu’il est probable que ces informations ne sont ni faciles à obtenir ni aisément accessibles en raison de leur ancienneté et de leur caractère vraisemblablement sensible.

(84)

Lors de l’ajustement des prix des centrales hydroélectriques en question pour ce qui concerne les deux différences mentionnées ci-dessus, le délai et la base du coût, les autorités norvégiennes affirment que la fourchette de prix de 1,66 à 1,74 couronne norvégienne par KWh est comparable au prix obtenu pour l’électricité fournie dans le cadre de la concession d’environ 1,00 couronne norvégienne par KWh (37). Comme expliqué ci-dessus, les informations dont dispose l’Autorité indiquent que la valeur moyenne de la transaction pour 1999 et 2000 était légèrement supérieure à cette fourchette (environ 1,85 couronne norvégienne). Pour cette raison, l’Autorité comparera une fourchette de prix de 1,70 à 1,80 couronne norvégienne par KWh avec le prix de 1,00 couronne norvégienne obtenu par Narvik.

(85)

Le premier ajustement consiste à rendre les prix des ventes permanentes comparables à un contrat de 50,5 ans. L’Autorité a utilisé un taux de capitalisation de 6 % qui réduit la valeur des ventes permanentes d’environ 5,5 %. La fourchette de prix comparable obtenue pour la vente de centrales électriques est de 1,61 à 1,70 couronne norvégienne. La différence en flux de trésorerie nets de 0,61 à 0,70 couronne norvégienne par KWh entre les prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession et les frais d’exploitation d’une centrale électrique devrait expliquer cette différence afin de respecter le critère de l’investisseur en économie de marché et exclure toute aide.

(86)

Le total des frais d’exploitation est estimé, comme mentionné ci-dessus, dans la fourchette de 0,02 à 0,05 couronne norvégienne par KWh, majoré d’un coût fiscal estimé de 0,02 couronne norvégienne par KWh, soit un total de 0,04 à 0,07 couronne norvégienne par KWh. En outre, les réinvestissements doivent être pris en compte. Comme leur incidence financière dépend de leur calendrier et de leur montant, ils sont par conséquent difficilement quantifiables.

(87)

Compte tenu de tout ce qui précède, l’Autorité a effectué une analyse de sensibilité sur la vente de 128 GWh (38) de l’électricité fournie dans le cadre de la concession sur une période de 50,5 ans. L’Autorité a testé diverses combinaisons de coûts et de taux d’actualisation avec des taux d’actualisation nominaux après impôts allant de 5,5 % à 7,5 % et le total des frais d’exploitation entre 0,05 et 0,09 couronne norvégienne par KWh, comme le montre le tableau ci-dessous.

(88)

Les résultats sont inférieurs à la fourchette de 0,61 à 0,70 couronne norvégienne lorsque les frais d’exploitation s’élèvent à 0,09 couronne norvégienne à n’importe quel taux d’actualisation dans la fourchette de 5,5 à 7,5 % ou lorsque les frais d’exploitation s’élèvent à 0,08 couronne norvégienne et que le taux d’actualisation est de 7,5 % ou plus. Dans ces scénarios, la différence entre le prix de l’électricité fournie dans le cadre de la concession et les frais d’exploitation est si faible que le calcul de la VAN de la différence n’explique pas la différence des prix plus élevés obtenus pour la vente permanente de centrale hydroélectrique. Cependant, ce n’est le cas que dans des situations où les frais d’exploitation, y compris les coûts de réinvestissement, sont de 60 à 80 % plus élevés que les estimations avancées par les autorités norvégiennes.

(89)

L’Autorité a étudié la question de savoir si l’accord de Narvik avec NEAS constituait un avantage pour cette dernière sur la base des informations communiquées par les autorités norvégiennes. L’Autorité a constaté que les quatre évaluations des experts présentaient un intérêt limité. Il existe de nombreuses incertitudes liées à l’évolution des prix futurs de l’électricité sur de longues périodes. Les contrats à long terme d’approvisionnement en électricité sans clause d’ajustement des prix sont inhabituels.

(90)

En outre, rien ne prouve que la vente de centrales électriques en tant que telle puisse être comparée à la vente de l’électricité fournie dans le cadre de la concession puisqu’une vente permanente constitue une décision finale pour laquelle le risque inhérent à la valeur future ou infinie doit être évalué. Ce n’est pas le cas pour la vente de l’électricité fournie dans le cadre de la concession pour laquelle la durée optimale du contrat en termes de risque et de valeur peut être différente.

(91)

Néanmoins, l’Autorité a pris acte des circonstances particulières de cette affaire, notamment le fait que Narvik subissait des pertes dans la vente de l’électricité fournie dans le cadre de la concession juste avant la conclusion du contrat de 50,5 ans avec NEAS, et le fait que la municipalité avait besoin d’accéder à des liquidités afin de rembourser sa dette et de réaliser l’investissement prévu dans NEAS.

(92)

C’est à la lumière de ces circonstances particulières que l’Autorité accepte l’argument que l’opération contestée, en dépit de la durée très longue et de l’incertitude quant aux prix futurs de l’électricité, peut être comparée avec les ventes de centrales hydroélectriques en 1999 et en 2000. L’Autorité accepte donc, dans ce cas particulier, que les prix pour les centrales hydroélectriques vendues représentent une approximation fiable des prix du marché de la vente à long terme des droits en question de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession. Sur la base des preuves fournies à l’Autorité par les autorités norvégiennes, et des explications relatives aux différences pertinentes, il apparaît que Narvik a obtenu un prix comparable aux ventes de centrales électriques de 1999 et 2000.

(93)

Sur la base de ces éléments, l’Autorité est, tout bien considéré, arrivée à la conclusion que Narvik, au moment de conclure le contrat avec NEAS pour la vente de son droit de bénéficier de l’électricité fournie dans le cadre de la concession, agissait dans le cadre de son pouvoir discrétionnaire en tant qu’investisseur en économie de marché.

(94)

C’est la raison pour laquelle le contrat ne peut pas être considéré comme conférant un avantage à NEAS et que, par conséquent, il n’entraîne aucune aide d’État au sens de l’article 61 de l’accord EEE.