(1)

Με επιστολή της 7ης Ιανουαρίου 2009, υπεβλήθη καταγγελία εις βάρος του δήμου Narvik (στο εξής «Narvik») σχετικά με την πώληση στην Narvik Energi AS (στο εξής «NEAS») των δικαιωμάτων του δήμου Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης. Η επιστολή παρελήφθη και πρωτοκολλήθηκε από την Αρχή στις 14 Ιανουαρίου 2009 (2). Με επιστολή της 16ης Ιουλίου 2009 (3), η Αρχή ζήτησε από τις νορβηγικές αρχές συμπληρωματικές πληροφορίες. Με επιστολή της 2ας Οκτωβρίου 2009 (4), οι νορβηγικές αρχές απάντησαν στην αίτηση παροχής πληροφοριών.

(2)

Στις 14 Δεκεμβρίου 2011, η Αρχή κίνησε τη διαδικασία που προβλέπεται στο άρθρο 1 παράγραφος 2 του μέρους Ι του πρωτοκόλλου 3 της συμφωνίας περί εποπτείας και Δικαστηρίου εκδίδοντας την απόφαση αριθ. 393/11/COL («απόφαση 393/11/COL»). Με επιστολή της 23ης Φεβρουαρίου 2012 (5), οι νορβηγικές αρχές υπέβαλαν παρατηρήσεις σχετικά με την απόφαση αυτή.

(3)

Στις 26 Απριλίου 2012, η απόφαση δημοσιεύθηκε στην Επίσημη Εφημερίδα της Ευρωπαϊκής Ένωσης στο συμπλήρωμα ΕΟΧ (6). Με ηλεκτρονική επιστολή της 25ης Μαΐου 2012 (7), η Αρχή έλαβε παρατηρήσεις από ένα ενδιαφερόμενο μέρος. Με ηλεκτρονική επιστολή της 28ης Ιουνίου 2012 (8), η Αρχή τις διαβίβασε στις νορβηγικές αρχές. Με επιστολή της 30ής Νοεμβρίου 2012 (9), οι νορβηγικές αρχές υπέβαλαν περαιτέρω παρατηρήσεις.

(4)

Ο καταγγέλλων ισχυρίζεται ότι ο δήμος Narvik συνάπτοντας σύμβαση με την NEAS για την πώληση 128 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης ετησίως για 50,5 έτη πώλησε τα δικαιώματά του σχετικά με την αγορά ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης σε τιμή κατά πολύ χαμηλότερη από την τιμή της αγοράς και χορηγώντας κατ’ αυτόν τον τρόπο παράνομη κρατική ενίσχυση στην NEAS.

(5)

Επιπλέον, ο καταγγέλλων ισχυρίζεται ότι η απόφαση σύναψης της σύμβασης εγκρίθηκε από το Δημοτικό Συμβούλιο του Narvik βάσει αναληθών και/ή ελλιπών πληροφοριών. Διατυπώθηκαν ισχυρισμοί σύμφωνα με του οποίους εκθέσεις εμπειρογνωμόνων που επέκριναν τη διάρκεια της σύμβασης και την εγγενή δυσκολία καθορισμού τιμής της αγοράς για την ηλεκτρική ενέργεια δεν κοινοποιήθηκαν στο Δημοτικό Συμβούλιο, πριν αυτό εγκρίνει την απόφαση σύναψης της σύμβασης.

(6)

Στη Νορβηγία, κατά κανόνα απαιτείται παραχώρηση για τη λειτουργία μεγάλων υδροηλεκτρικών σταθμών. Οι σταθμοί που κατέχουν παραχωρήσεις για εκμετάλλευση καταρρακτών υποχρεούνται να πωλούν έναν συγκεκριμένο όγκο της ετήσιας παραγωγής τους στον δήμο στον οποίο βρίσκονται. Ο όγκος της ηλεκτρικής ενέργειας που δικαιούται να αγοράσει ο δήμος καλείται «ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης». Το σύστημα αυτό προβλέπεται στο τμήμα 2 παράγραφος 12 του νόμου περί εκδόσεως βιομηχανικών αδειών (10) και στο τμήμα 12 παράγραφος 15 του ρυθμιστικού νόμου για τους καταρράκτες (11).

(7)

Σύμφωνα με το νομοθετικό σκεπτικό, πρέπει να διασφαλιστεί για τους δήμους επαρκής προμήθεια ηλεκτρικού ρεύματος σε δίκαιη τιμή. Επομένως, ο όγκος της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης καθορίζεται με βάση τις γενικές ανάγκες κάθε μεμονωμένου δήμου σε ηλεκτρική ενέργεια (12) και δεν υπερβαίνει το δέκα τοις εκατό της ετήσιας παραγωγής του σταθμού. Ωστόσο, δεν υφίστανται περιορισμοί σχετικά με τον τρόπο εκμετάλλευσης της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης από τους δήμους. Ως εκ τούτου, οι δήμοι δύνανται να χρησιμοποιήσουν, να πωλήσουν ή να διαθέσουν την ενέργεια αυτή κατά την κρίση τους.

(8)

Το δικαίωμα αυτό δεν συνεπάγεται για τους δήμους υποχρέωση αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης. Για τις παραχωρήσεις που χρονολογούνται προ του 1983, κατά γενικό κανόνα ισχύει ο περιορισμός ότι άπαξ ένας δήμος έχει αποφασίσει να μην ασκήσει το δικαίωμά του επί της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, χάνει το δικαίωμα αυτό στο μέλλον.

(9)

Η νομοθεσία προβλέπει δύο καθεστώτα τιμολόγησης της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, εκ των οποίων το πρώτο αφορά τις παραχωρήσεις που χορηγήθηκαν πριν την 10η Απριλίου 1959 και το δεύτερο εκείνες που χορηγήθηκαν από τις 10 Απριλίου 1959 και μετά.

(10)

Για τις παραχωρήσεις που χορηγήθηκαν πριν την 10η Απριλίου 1959, η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης υπολογίζεται ως συνάρτηση της τιμής των μεμονωμένων δαπανών του σταθμού ηλεκτροπαραγωγής με μια επιπλέον χρέωση της τάξης του 20 %. Το μοντέλο αυτό εξακολουθεί να εφαρμόζεται στις παραχωρήσεις που χορηγήθηκαν πριν την 10η Απριλίου 1959 και στο εξής αναφέρεται ως το μοντέλο «τιμής-κόστους». Η ηλεκτρική ενέργεια που πωλείται με βάση το εν λόγω μοντέλο τιμολόγησης θα αναφέρεται στο εξής ως «ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης σε τιμή-κόστους».

(11)

Για τις παραχωρήσεις που χορηγήθηκαν μετά την 10η Απριλίου 1959, η τιμή της παραχώρησης καθορίζεται από το Υπουργείο Ενέργειας και Πετρελαίου με βάση το μέσο κόστος ενός αντιπροσωπευτικού δείγματος υδροηλεκτρικών σταθμών σε όλη τη χώρα. Αυτή η μέθοδος τιμολόγησης στο εξής αναφέρεται ως μέθοδος «τιμής υπουργείου». Η ηλεκτρική ενέργεια που πωλείται με βάση το εν λόγω μοντέλο τιμολόγησης θα αναφέρεται στο εξής ως «ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης τιμής υπουργείου».

(12)

Ο νόμος περί εκδόσεως βιομηχανικών αδειών προβλέπει ότι το δικαίωμα των δήμων στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης μπορεί να τεθεί προς επανεξέταση από τη Διεύθυνση Υδάτινων Πόρων και Ενέργειας της Νορβηγίας («NVE») 20 χρόνια μετά την χορήγηση της παραχώρησης (13). Οι νορβηγικές αρχές εξήγησαν ότι, παρόλο που η διαδικασία επανεξέτασης μπορεί να οδηγήσει σε ακριβή προσαρμογή του όγκου της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης από την NVE, δεν μπορεί να επιφέρει ουσιαστική μεταβολή του εν λόγω δικαιώματος του δήμου. Η πλειονότητα των δικαιωμάτων του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης πρόκειται να επανεξεταστούν το 2019.

(13)

Οι δήμοι επιβαρύνονται με το κόστος τροφοδοσίας του δικτύου με ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.

(14)

Συνολικά, ο δήμος του Narvik δικαιούται ετησίως περίπου 128 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, εκ των οποίων περίπου 116,3 GWh τιμολογούνται σύμφωνα με την μέθοδο τιμολόγησης του υπουργείου, ενώ τα υπόλοιπα 11,7 GWh περίπου τιμολογούνται σύμφωνα με τη μέθοδο της τιμής κόστους. Οι νορβηγικές αρχές εξήγησαν ότι η τιμή του υπουργείου το 2000 ανερχόταν περίπου στις 0,10 κορώνες Νορβηγίας και η σχετική τιμή κόστους για το Håkvik και το Nygård το 2000 κυμαινόταν από 0.14 έως 0,178 κορώνες Νορβηγίας.

(15)

Η NEAS βρίσκεται στον δήμο του Narvik στην επαρχία του Nordland. Παράγει και πωλεί ηλεκτρική ενέργεια. Έως το 2001, η NEAS αποτελούσε εξ ολοκλήρου ιδιοκτησία του δήμου του Narvik. Το 2001, ο δήμος του Narvik πώλησε το 49,99 % των μετοχών του σε δύο εταιρείες ηλεκτρικής ενέργειας, την Vesterålskraft AS και την Hålogalandskraft AS.

(16)

Κατόπιν συγχώνευσης το 2006 και μετονομασίας το 2009, η NEAS ανήκει πλέον στην εταιρεία Nordkraft AS (στο εξής «Nordkraft»).

(17)

Έως το τέλος του 1998, ο δήμος του Narvik πώλησε το ετήσιο δικαίωμά του σε ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης της τάξης των 128 GWh περίπου στη NEAS στο πλαίσιο βραχυπρόθεσμων ή πιο μακροπρόθεσμων συμβάσεων. Ωστόσο, στις αρχές του 1999, μετά από αποτυχία επίτευξης συμφωνίας με τη NEAS, ο δήμος του Narvik πώλησε την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησής του σε χρηματιστήριο ηλεκτρικής ενέργειας σε τιμές άμεσης παράδοσης (spot).

(18)

Τον Μάιο του 1999, προκηρύχθηκε διαδικασία υποβολής προσφορών για την πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης του δήμου για το υπόλοιπο του 1999. Στις 30 Μαρτίου 1999, ο δήμος του Narvik συνήψε σύμβαση με την πλειοδότρια εταιρεία, Kraftinor AS. Η τιμή ήταν 109,50 NOK ανά MWh. Καθώς κατέβαλε για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης 111,10 κορώνες Νορβηγίας ανά MWh συν 20 κορώνες Νορβηγίας ανά MWh για κόστος τροφοδοσίας, στο πλαίσιο αυτής της σύμβασης ο δήμος του Narvik υπέστη ζημία της τάξης των 2,3 εκατ. κορωνών Νορβηγίας, ενώ αρχικά ανέμενε πλεόνασμα ύψους 3,5 εκατ. κορωνών Νορβηγίας.

(19)

Στις 19 Οκτωβρίου 1999, η Εκτελεστική Επιτροπή του Δημοτικού Συμβουλίου («Εκτελεστική Επιτροπή») συνέστησε στο Δημοτικό Συμβούλιο ότι η μεγιστοποίηση της απόδοσης θα πρέπει να αποτελέσει τον γενικό στόχο για τον χειρισμό της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης του δήμου σε μακροπρόθεσμο επίπεδο, προκειμένου να επιτευχθεί σταθερός ορίζοντας προγραμματισμού. Η προτεινόμενη στρατηγική για την επίτευξη αυτού του στόχου βασιζόταν στους εξής τέσσερις άξονες:

(20)

Το Δημοτικό Συμβούλιο επιβεβαίωσε τη σύσταση της Εκτελεστικής Επιτροπής με μια προσαρμογή που πρότεινε ο Δήμαρχος και εγκρίθηκε ω τροποποίηση της στρατηγικής: αντί να αναφέρεται ρητά ότι ο Δήμαρχος «εξουσιοδοτείται για τη σύναψη συμφωνιών στα πλαίσια της στρατηγικής που έχει εγκρίνει το Δημοτικό Συμβούλιο», η τελική απόφαση αναφέρει ότι «στο πρώτο στάδιο υλοποίησης της παρούσας στρατηγικής, η NEAS καλείται να εκθέσει την άποψή της σχετικά με το ενδιαφέρον της για το θέμα, όπως περιγράφεται στην επιστολή της προς το δήμο της 9ης Νοεμβρίου.»

(21)

Στις 9 Νοεμβρίου 1999, η NEAS με επιστολή της αμφισβήτησε την προτεινόμενη στρατηγική πώλησης της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στα πλαίσια διαφορετικών συμβάσεων με διαφορετική διάρκεια ισχύος με στόχο τη διαφοροποίηση του κινδύνου. Αντ’ αυτού, η NEAS πρότεινε μια μακροπρόθεσμη σύμβαση («για παράδειγμα, διάρκειας 50 ετών») και ήταν ανοιχτή σε συμπερίληψη ρήτρας αναπροσαρμογής τιμής στη σύμβαση με τον δήμο του Narvik.

(22)

Επίσης, σε επιστολή της στις 15 Απριλίου 1999, η NEAS δήλωσε το ενδιαφέρον της να συνάψει μακροπρόθεσμη σύμβαση σχετικά με την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης, κυρίως μέσω αγοράς με εκ των προτέρων καταβολή ενός κατ’ αποκοπήν ποσού ή εναλλακτικά ως μακροχρόνια μίσθωση - με αρχική προταθείσα διάρκεια 60 ετών - με ετήσιες καταβολές προς τον δήμο του Narvik.

(23)

Εκτός από το ζήτημα της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, τέθηκε επί τάπητος ο μελλοντικός ρόλος της NEAS στην αγορά, καθώς και o ρόλος του δήμου του Narvik ως ιδιοκτήτη της NEAS.

(24)

Σύμφωνα με τις νορβηγικές αρχές, εκείνη την περίοδο η NEAS παρατηρούσε την εκτεταμένη περιφερειακή ενοποίηση μεταξύ των εταιρειών ηλεκτρικής ενέργειας και την είσοδο εθνικών/διεθνών εμπορικών φορέων στις τοπικές αγορές. Η NEAS έπρεπε να ενισχύσει την ίδια κεφαλαιακή βάση της, προκειμένου να αποκτήσει μετοχές σε άλλες εταιρείες ηλεκτρισμού, και ιδίως την Nordkraft AS. Επίσης, η NEAS είχε απευθύνει επιστολές δήλωσης προθέσεων στις Hålogaland Kraft AS και Vesterålskraft AS σχετικά με τη δημιουργία μιας περιφερειακής εταιρείας παραγωγής και μιας περιφερειακής εταιρείας μεταφοράς ενέργειας. Οι αλλαγές αυτές είχαν προγραμματιστεί να τεθούν σε εφαρμογή από την 1η Ιανουαρίου 2001. Για να είναι σε θέση η NEAS να διεκπεραιώσει τις συναλλαγές αυτές με συνδυασμό ιδίων και δανειακών κεφαλαίων, αναμενόταν ο δήμος του Narvik, μοναδικός ιδιοκτήτης της NEAS, να συνεισφέρει επιπλέον ίδια κεφάλαια στην NEAS.

(25)

Στη συνεδρίαση του Δημοτικού Συμβουλίου της 16ης Δεκεμβρίου 1999, αποφασίστηκε ότι το μερίδιο ιδιοκτησίας του δήμου στην NEAS, οι κεφαλαιουχικές ανάγκες της εταιρείας και η μεταχείριση της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης θα πρέπει να αξιολογηθούν από κοινού από διαπραγματευτική ομάδα στην οποία θα συμμετέχει ο Δήμαρχος, ο Αντιδήμαρχος, ο επικεφαλής της αντιπολίτευσης, καθώς και ο Διευθυντής, ο Αναπληρωτής διευθυντής και ο υπεύθυνος προμηθειών της δημοτικής διοίκησης («διαπραγματευτική ομάδα»).

(26)

H NEAS ανέθεσε την εκπόνηση δύο εκθέσεων στην Arthur Andersen («AA») και στην Deloitte & Touche («DT») για τον προσδιορισμό της αξίας της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης με την τιμή του υπουργείου. Η έκθεση της ΑΑ χρησιμοποιεί μεθοδολογία καθαρής παρούσας αξίας («NPV»), αλλά δεν αναλύει διεξοδικά τις παραδοχές στις οποίες στηρίζεται. Η έκθεση της DT χρησιμοποιεί την ίδια μεθοδολογία, αλλά εμβαθύνει περισσότερο από την έκθεση της ΑΑ σε ό,τι αφορά τις σχετικές παραδοχές και τους υπολογισμούς. Για παράδειγμα, η έκθεση της DT εξηγεί διεξοδικά τον τρόπο με τον οποίο η απαιτούμενη απόδοση προσδιορίζεται με βάση το υπόδειγμα αποτίμησης κεφαλαιακών στοιχείων («CAMP») και τον τρόπο προσδιορισμού του μέσου σταθμισμένου κόστους κεφαλαίου («WACC»). Η ανάλυση περιλαμβάνει επίσης λεπτομερή περιγραφή του υπολογισμού της τιμής παραχώρησης, καθώς και ανάλυση ευαισθησίας με βάση τις βαθμιαίες αλλαγές σε ό,τι αφορά τόσο την τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας και το μέσο σταθμισμένο κόστος κεφαλαίου.

(27)

Ο δήμος του Narvik ανέθεσε στην Danske Securities την εκπόνηση δύο εκθέσεων («DS1» και «DS2»). Για την πρώτη έκθεση DS1, ανατέθηκε στην Danske Securities να αξιολογήσει κατά πόσον ο δήμος θα πρέπει να πωλήσει το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην αγορά ή να το μεταβιβάσει στην NEAS. Στην έκθεση DS1, η Danske Securities, με δική της πρωτοβουλία, παρείχε εκτίμηση της αξίας του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης για περίοδο 50 ετών. Εκτός από την αναφορά των υποθέσεων που διατύπωσε για τις μελλοντικές εξελίξεις στις τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας, η Danske Securities παρείχε περιορισμένη καθοδήγηση σχετικά με τον τρόπο υπολογισμού της αξίας του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.

(28)

Στο πλαίσιο της έκθεσης DS2, η Danske Securities ζήτησε προβλέψεις σχετικά με τις τιμές και το κόστος από τους εξής 3 εμπορικούς φορείς της αγοράς: CBF Kraftmegling AS («CBF»), Norwegian Energy Brokers AS («NEB») και Statkraft SF («Statskraft»). Με βάση τις προβλέψεις αυτές, η Danske Securities υπολόγισε μια εκτιμώμενη αγοραία αξία για το δικαίωμα στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης. Με βάση τις προβλέψεις της CBF καταρτίστηκε βασική εκτίμηση της τάξης των 127 εκατ. κορωνών Νορβηγίας. Με βάση τις προβλέψεις της ΝΕΒ καταρτίστηκε βασική εκτίμηση της τάξης των 75 εκατ. κορωνών Νορβηγίας. Καθώς η ΝΕΒ δεν έχει προσαρμόσει τις προβλέψεις της για τις τιμές και το κόστος για να ληφθεί υπόψη ο πληθωρισμός, η Danske Securities τόνισε ότι δεν τις θεωρεί αξιόπιστες. Με βάση τις προβλέψεις τις Statkraft καταρτίστηκε πρόβλεψη της τάξης των 115-140 εκατ. κορωνών Νορβηγίας. Με βάση αυτές τις τρεις αξιολογήσεις της αξίας, η Danske Securities συμπέρανε ότι η εκτιμώμενη καθαρή παρούσα αξία του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης κυμαίνεται από 100 έως 140 εκατ. κορώνες Νορβηγίας.

(29)

Οι τέσσερις εκθέσεις παρουσιάζονται συνοπτικά στον παρακάτω πίνακα. Στο εξής θα αναφέρονται συλλογικά ως «οι τέσσερις εκθέσεις».

(30)

Εκτός από τις εξωτερικές συμβουλές, ο επικεφαλής των προμηθειών του δήμου του Narvik προέβη στις δικές του αξιολογήσεις.

(31)

Στην πρώτη αξιολόγηση που παρουσιάστηκε στην Εκτελεστική Επιτροπή τον Οκτώβριο του 1999, κατέληξε στο συμπέρασμα ότι οι μακροπρόθεσμες συμβάσεις, που ορίζονται ως συμβάσεις διάρκειας 10 έως 40 ετών, ενέχουν σημαντικό συνολικό κίνδυνο για τον δήμο.

(32)

Η δεύτερη αξιολόγησή του, η οποία παρουσιάστηκε στην διαπραγματευτική ομάδα στις 16 Μαρτίου 2000, πραγματευόταν διάφορες δυνατότητες επιλογής σχετικά με την διαχείριση της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης. Ωστόσο, μέχρι τότε η διαπραγματευτική ομάδα είχε ήδη περιορίσει το πεδίο εφαρμογής της εντολής του αποκλειστικά στην αξιολόγηση του κινδύνου, του διαθέσιμου χρόνου για τον διακανονισμό, των φορολογικών επιπτώσεων και της μεγιστοποίησης του κέρδους για τα τρία σενάρια (που αφορούσαν όλα τη μεταβίβαση του δικαιώματος του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην NEAS για περίοδο 50 ετών και τη μείωση του μεριδίου ιδιοκτησίας του στην NEAS). Παρά το γεγονός αυτό, στη δεύτερη αξιολόγησή του, ο επικεφαλής των προμηθειών εξακολούθησε να εστιάζει στη σημασία της διάρκειας της σύμβασης. Η εκτίμησή του σχετικά με την οριακή αξία του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης με την πάροδο του χρόνου ήταν ότι «…η σύναψη σύμβασης πολύ μεγάλης διάρκειας, π.χ. 50 ετών, αποδίδει πολύ μικρή επιπλέον αξία για εμάς ως πωλητές σε σχέση με μια σύμβαση μικρότερης διάρκειας (για παράδειγμα, 20 ετών έναντι 83 εκατ. κορωνών Νορβηγίας).»

(33)

Κατόπιν εσωτερικών συζητήσεων σχετικά με τα πλεονεκτήματα και τα μειονεκτήματα μιας μακροπρόθεσμης σύμβασης, η διαπραγματευτική ομάδα διατύπωσε σύσταση προς το Δημοτικό Συμβούλιο, σύμφωνα με την οποία είναι προτιμότερη η σύναψη σύμβασης διάρκειας 50,5 ετών, καθώς ενδείκνυται για τη μείωση του κινδύνου με τον οποίο επιβαρύνεται ο δήμος και την παροχή μακροπρόθεσμου ορίζοντα προγραμματισμού.

(34)

Η NEAS επιθυμούσε μόνον την αγορά 116,3 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στην τιμή του υπουργείου. Ωστόσο, κατά τη διάρκεια των διαπραγματεύσεων με την εταιρεία, ο δήμος του Narvik επέμεινε ότι το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης έπρεπε να πωληθεί εξ ολοκλήρου και ότι, συνεπώς, οι 11,7 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στην τιμή κόστους έπρεπε να συνδυαστούν με την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην τιμή του υπουργείου.

(35)

Τον Μάιο του 2000, τα συμβαλλόμενα μέρη συμφώνησαν τελικά να συμπεριληφθούν και τα 128 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στη συμφωνία και να καταβληθούν από τη NEAS 120 εκατ. κορώνες Νορβηγίας για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην τιμή του υπουργείου και 6 εκατ. κορώνες Νορβηγίας για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην τιμή κόστους.

(36)

Στις 25 Μαΐου 2000, το Δημοτικό Συμβούλιο αποφάσισε επίσημα ότι ο δήμος θα πρέπει να πωλήσει το ετήσιο το δικαίωμά του σε 128 GWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης στην NEAS για 50,5 χρόνια έναντι 126 εκατ. κορωνών Νορβηγίας.

(37)

Στις 16 Οκτωβρίου 2000, ο δήμος του Narvik και η NEAS επισημοποίησαν τη συμφωνία τους με την υπογραφή της σύμβασης με την οποία ο δήμος του Narvik πώλησε το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης υπό τους όρους που περιγράφονται ανωτέρω. Στη σύμβαση δεν συμπεριελήφθη μηχανισμός προσαρμογής των τιμών, ενώ το αντίτιμο έπρεπε να καταβληθεί εφάπαξ και προκαταβολικά.

(38)

Στις 29 Νοεμβρίου 2000, ο δήμος του Narvik και η NEAS υπέγραψαν συμπληρωματική συμφωνία, με την οποία για την αγορά του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης η NEAS δεσμεύθηκε να καταβάλει στον δήμο του Narvik 60 εκατ. κορώνες Νορβηγίας σε μετρητά και τα υπόλοιπα 66 εκατ. κορώνες Νορβηγίας ως εισφορά σε είδος στα ίδια κεφάλαια που θα διοχετευθεί στην NEAS (που εκείνη την περίοδο αποτελούσε κατά 100 % ιδιοκτησία του δήμου).

(39)

Το 2001, ο δήμος του Narvik προέβη σε εκποίηση του 49,99 % των μετοχών του στη NEAS σε δύο εταιρείες ηλεκτρικής ενέργειας, την Vesterålskraft AS και την Hålogalandskraft AS.

(40)

Οι νορβηγικές αρχές φρονούν ότι η σύμβαση με την NEAS συνήφθη σύμφωνα με τους όρους της αγοράς. Πρώτον, υπογραμμίζουν ότι η συμφωνία συνήφθη λόγω της δυσχερούς οικονομικής κατάστασης του δήμου του Narvik, ο οποίος χρειαζόταν ρευστά κεφάλαια. Δεύτερον, η NEAS χρειαζόταν ανακεφαλαιοποίηση, προκειμένου να αναδιαρθρωθεί και να δημιουργηθεί μια μεγαλύτερη περιφερειακού χαρακτήρα εταιρεία. Τέλος, την περίοδο σύναψης της σύμβασης, ο δήμος είχε προβεί σε πωλήσεις ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης με ζημία, καθώς η τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης ήταν υψηλότερη από την τιμή που επετεύχθη στην αγορά. Για παράδειγμα, κατά την περίοδο από τον Απρίλιο του 1999 έως τον Δεκέμβριο του 1999, ο δήμος του Narvik ζημιώθηκε κατά 2,3 εκατ. κορώνες Νορβηγίας από την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης.

(41)

Σε ό,τι αφορά το ζήτημα του ρυθμιστικού κινδύνου, οι νορβηγικές αρχές εξήγησαν ότι η NEAS επιβαρύνεται με το σύνολο του κινδύνου. Ισχυρίζονται ότι ο κίνδυνος ενδέχεται να αφορά μειωμένη και όχι αυξημένη ποσότητα ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης πράγμα που μειώνει την πιθανότητα να έχει χορηγηθεί ενίσχυση.

(42)

Οι νορβηγικές αρχές ισχυρίζονται ότι ο ενδεδειγμένος δείκτης αναφοράς της αγοράς για την συμφωνία 50,5 ετών είναι η οριστική πώληση μονάδας παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας και ότι, εφόσον προσαρμοστούν για να συνεκτιμηθούν οι σχετικές διαφορές, οι τιμές που πέτυχε η NEAS συνάδουν με τα επίπεδα των τιμών για την πώληση μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας κατά την ίδια περίοδο.

(43)

Σε ό,τι αφορά τα δεδομένα των τιμών για την πώληση μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας το 2000, οι νορβηγικές αρχές αναφέρονται στην λεγόμενη επισκόπηση της αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας σε πραγματικό χρόνο για το έτος 2000 που διενήργησε η Pareto («επισκόπηση Pareto»). Από την επισκόπηση αυτή προκύπτει ότι οι τιμές της αγοράς για τις μονάδες παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που πωλήθηκαν το 2000 κυμάνθηκαν από 1,64 έως 1,77 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh ετήσιας παραγωγικής ικανότητας. Η πώληση του δικαιώματος του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης ισοδυναμεί με περίπου 1,00 κορώνα Νορβηγίας ανά KWh ετήσιας παραγωγικής ικανότητας. Σύμφωνα με τις νορβηγικές αρχές, η διαφορά μεταξύ των αριθμητικών αυτών στοιχείων μπορεί να δικαιολογηθεί από τους παρακάτω παράγοντες.

(44)

Πρώτον, το 2000, το σύνηθες λειτουργικό κόστος, συμπεριλαμβανομένης της εν εξελίξει επανεπένδυσης (χωρίς απόσβεση) σε νέο σταθμό παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, ανερχόταν περίπου στις 0,05 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh ετησίως (συν το κόστος τροφοδοσίας). Ο χαρακτήρας της αναμενόμενης συνεχούς καταβολής της NEAS ήταν διττός: περίπου 0,10 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh ετησίως (συν το κόστος τροφοδοσίας) για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης σε τιμή υπουργείου και από 0,14 έως 0,178 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh ετησίως (συν το κόστος τροφοδοσίας) για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης προ της 10ης Απριλίου 1959. Το 2000, η αναμενόμενη τιμή της αγοράς ήταν περίπου 0,12 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh. Επομένως, αναμενόταν ότι το σενάριο για το 2000 θα απέφερε καθαρό κέρδος ύψους 0,07 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh για τον ιδιοκτήτη της μονάδας, σε σύγκριση με τις 0,02 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης. Κατά τη σύναψη της σύμβασης, η εκτιμώμενη τιμή για το 2010 ήταν 0,20 κορώνες Νορβηγίας. Με βάση την εκτίμηση αυτή, αναμενόταν ότι το σενάριο για το 2010 θα απέφερε καθαρό κέρδος 0,15 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh για τον ιδιοκτήτη της μονάδας, σε σύγκριση με τις 0,10 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.

(45)

Δεύτερον, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι οι τιμές πώλησης των πέντε σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας της επισκόπησης Pareto πρέπει να μειωθούν κατά 10-15 % περίπου κατά την εφαρμογή συντελεστή κεφαλαιοποίησης της τάξης του 4 % για να αντισταθμιστεί η διαφορά μεταξύ της επ’ αόριστον κεφαλαιοποίησης (συντελεστής κεφαλαιοποίησης 25) και επί 50 ετών (συντελεστής κεφαλαιοποίησης 21,48).

(46)

Επιπλέον, οι νορβηγικές αρχές προσθέτουν ότι ο μεγαλύτερος αντίκτυπος στον υπολογισμό της καθαρής παρούσας αξίας παρατηρείται τα πρώτα χρόνια και ότι το μεγάλο κόστος επανεπένδυσης της κυριότητας συνήθως γίνεται αισθητό σε μεταγενέστερο στάδιο μειώνοντας, ως εκ τούτου, σε περιορισμένο βαθμό τον υπολογισμό της ΚΠΑ.

(47)

Λαμβάνοντας υπόψη την άποψη αυτή, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι υφίσταται στενός συσχετισμός μεταξύ των πωλήσεων σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας έναντι περίπου 1,64-1,77 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh της ετήσιας παραγωγικής ικανότητας αφενός και των ενοικίων (πρόσβαση στην ηλεκτρική ενέργεια έναντι πληρωμής για 50,5 έτη) ύψους περίπου 1,00 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης αφετέρου.

(48)

Συνεπώς, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι από τη σύγκριση και την προσαρμογή των παραγόντων αυτών προκύπτει ότι η τιμή που κατέβαλε η NEAS για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης ήταν συγκρίσιμη με την τιμή των σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας που πωλήθηκαν κατά την ίδια περίοδο. Επιπλέον, προσθέτουν ότι το συμπέρασμα αυτό σχετικά με το επίπεδο της τιμής επιβεβαιώνεται από την έκθεση DT και από τις δύο εκθέσεις DS που προηγούνται χρονολογικά της σύναψης της συμφωνίας διάρκειας 50,5 ετών για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.

(49)

Σε ό,τι αφορά τις κατευθυντήριες γραμμές της αρχής σχετικά με τις κρατικές ενισχύσεις όσον αφορά τις πωλήσεις ακινήτων από τις δημόσιες αρχές («SOL») (16), οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι ο διαγωνισμός με κλειστή διαδικασία αποτελεί τη μόνη μέθοδο που αναγνωρίζει η Αρχή για τον καθορισμό των τιμών της αγοράς στις πωλήσεις δημόσιων περιουσιακών στοιχείων. Οι νορβηγικές αρχές υπογραμμίζουν ότι στις κατευθυντήριες γραμμές SOL, η Αρχή αναγνωρίζει επίσης ότι μπορεί να καθοριστεί και τιμή της αγοράς άνευ ενίσχυσης βάσει αποτίμησης ανεξάρτητου εμπειρογνώμονα. Οι νορβηγικές αρχές επισημαίνουν ότι η έκθεση DT και οι δύο εκθέσεις DS είχαν παραδοθεί πριν τη σύναψη της σύμβασης διάρκειας 50,5 ετών. Η δεύτερη έκθεση DS προσδιόρισε την αξία βάσει «άμεσης έρευνας της αγοράς», που σύμφωνα με τις νορβηγικές αρχές οδήγησε σε έλεγχο της αγοράς παρόμοιο με εκείνον που διεξάγεται κατά τη διενέργεια διαγωνισμών. Επίσης, οι νορβηγικές αρχές επισημαίνουν ότι η τελική τιμή αντιστοιχούσε στα ανώτερα επίπεδα και των τριών εκτιμήσεων.

(50)

Επιπλέον, οι νορβηγικές αρχές ισχυρίζονται ότι ορθώς δεν συμπεριελήφθη ρήτρα προσαρμογής των τιμών, καθώς το τίμημα κατεβλήθη εφάπαξ και όχι κατ’ εξακολούθηση. Οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι λόγω του ότι το τίμημα της πώλησης κατεβλήθη προκαταβολικά - κατά ένα μέρος σε μετρητά και κατά ένα μέρος σε είδος - όπως συμβαίνει και σε οριστικές πωλήσεις σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας, η συμπερίληψη μηχανισμού προσαρμογής των τιμών είναι «αφύσικη και πολύ ασυνήθιστη». Οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν επιπλέον ότι λόγω του μοντέλου εισφοράς σε είδος, η μεταγενέστερη προσαρμογή θα ήταν επίσης πιθανώς παράνομη σύμφωνα με τις διατάξεις του νόμου για τις εταιρείες περιορισμένης ευθύνης (17).

(51)

Ένα τρίτο μέρος, η NEAS (πλέον Nordkraft) υπέβαλε παρατηρήσεις στην απόφαση 393/11/COL. H NEAS συμφωνεί κατ’ ουσία με τις απόψεις των νορβηγικών αρχών.

(52)

Το άρθρο 61 παράγραφος 1 της συμφωνίας για τον ΕΟΧ ορίζει τα ακόλουθα:

«Ενισχύσεις που χορηγούνται υπό οποιαδήποτε μορφή από τα κράτη μέλη της ΕΚ, τα κράτη της ΕΖΕΣ ή με κρατικούς πόρους και που νοθεύουν ή απειλούν να νοθεύσουν τον ανταγωνισμό δια της ευνοϊκής μεταχειρίσεως ορισμένων επιχειρήσεων ή ορισμένων κλάδων παραγωγής, είναι ασυμβίβαστες με τη λειτουργία της παρούσας συμφωνίας, κατά το μέτρο που επηρεάζουν τις μεταξύ των συμβαλλομένων μερών συναλλαγές, εκτός εάν η παρούσα συμφωνία ορίζει άλλως».

(53)

Από τη διάταξη αυτή συνάγεται ότι για να υπάρχει κρατική ενίσχυση, το μέτρο πρέπει να παρέχει οικονομικό πλεονέκτημα στον αποδέκτη. Στη συνέχεια, η Αρχή αξιολογεί κατά πόσον υφίσταται στην προκειμένη περίπτωση οικονομικό πλεονέκτημα.

(54)

Σύμφωνα με το Δικαστήριο της Ευρωπαϊκής Ένωσης, για να επιβεβαιωθεί αν ένα κρατικό μέτρο συνιστά ενίσχυση, πρέπει να προσδιορισθεί εάν η ωφελούμενη επιχείρηση αντλεί οικονομικό πλεονέκτημα το οποίο δεν θα είχε αποκομίσει υπό τις συνήθεις συνθήκες της αγοράς (18) Προκειμένου να αξιολογήσει κατά πόσον υφίσταται οικονομικό πλεονέκτημα, η Αρχή εφαρμόζει την αρχή του (υποθετικού) ιδιώτη επενδυτή που δραστηριοποιείται στην οικονομία της αγοράς (19)

(55)

Εάν η συγκεκριμένη συναλλαγή πραγματοποιούνταν σύμφωνα με την αρχή του ιδιώτη επενδυτή της οικονομίας της αγοράς, δηλαδή εάν ο δήμος πωλούσε το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης στην αξία της αγοράς, και η τιμή και οι όροι της συναλλαγής ήταν αποδεκτοί για έναν συνετό ιδιώτη επενδυτή που δραστηριοποιείται στην οικονομία της αγοράς, δεν θα παρείχε οικονομικό πλεονέκτημα στην NEAS και, συνεπώς, δεν θα συνεπαγόταν την χορήγηση κρατικής ενίσχυσης. Αντιθέτως, εάν η συναλλαγή δεν πραγματοποιούνταν με βάση την τιμή της αγοράς, τεκμαίρεται η ύπαρξη κρατικής ενίσχυσης.

(56)

Πραγματοποιώντας αυτήν την αξιολόγηση, η Αρχή δεν μπορεί να αντικαταστήσει την εμπορική κρίση του δήμου του Narvik με τη δική της, όπερ σημαίνει ότι ο δήμος, ως κάτοχος του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης, διαθέτει διακριτική ευχέρεια σχετικά με την επιλογή των ενεργειών του υπό κανονικές συνθήκες ανταγωνισμού.

(57)

Η αξιολόγηση της τιμής και των όρων της σύμβασης μεταξύ του δήμου και της NEAS θα πρέπει να βασιστεί στα στοιχεία που είχε στη διάθεσή του ο δήμος του Narvik κατά τη σύναψη της σύμβασης. Γενικά, μια τεκμηριωμένη εκ των προτέρων αξιολόγηση θα αρκούσε για τον αποκλεισμό της ύπαρξης κρατικής ενίσχυσης, ακόμα και αν οι παραδοχές στις οποίες βασίζεται αποδειχθούν λανθασμένες εκ των υστέρων.

(58)

Επομένως, στη συνέχεια η Αρχή αξιολογεί κατά πόσον ο δήμος του Narvik ενήργησε ως ιδιώτης επενδυτής της αγοράς κατά τη σύναψη της σύμβασης για την πώληση του δικαιώματός του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης.

(59)

Η Αρχή γνωρίζει το πλαίσιο εντός του οποίου πραγματοποιήθηκε η συναλλαγή. Από τις πληροφορίες που παρασχέθηκαν από τις νορβηγικές αρχές οι Αρχή συνάγει ότι κατά τη σύναψη της σύμβασης ο δήμος χρειαζόταν τόσο πρόσβαση σε ρευστότητα (για να ανταποκριθεί στις δανειακές υποχρεώσεις του) όσο και κεφάλαια για να τροφοδοτήσει την NEAS. Επιπλέον, αξίζει να σημειωθεί ότι ο νόμος για τις εταιρείες περιορισμένης ευθύνης περιορίζει τη δυνατότητα συμπερίληψης μηχανισμού προσαρμογής των τιμών στη σύμβαση σε περίπτωση εισφοράς σε είδος. Το 1999, πριν από τη σύναψη της συμφωνίας πώλησης το 2000, ο δήμος του Narvik είχε υποστεί επιπλέον ζημία από την πώληση της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης. Συνεπώς, ο δήμος είχε αποφασίσει να διαθέσει προς πώληση το δικαίωμά του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης σε πιο μακροπρόθεσμο επίπεδο, τηρώντας ταυτόχρονα την καθορισμένη στρατηγική του σχετικά με τη μεγιστοποίηση της απόδοσης της ενέργειας αυτής.

(60)

Οι νορβηγικές αρχές υποστήριξαν ότι η Αρχή θα πρέπει να είναι σε θέση να αποκλείσει την ύπαρξη πλεονεκτήματος εφαρμόζοντας τις αρχές των κατευθυντηρίων γραμμών SOL στη συγκεκριμένη περίπτωση. Η Αρχή επισημαίνει ότι, παρόλο που οι κατευθυντήριες γραμμές SOL δεν εφαρμόζονται στις πωλήσεις δικαιωμάτων στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης, προβλέπουν ωστόσο δύο μεθόδους με βάση τις οποίες οι δημόσιες αρχές μπορούν κατά κανόνα να επιτύχουν την τιμή της αγοράς για την πώληση γης και κτιρίων κρατικής ιδιοκτησία και, συνεπώς, να διασφαλίσουν ότι η πώληση δεν συνεπάγεται τη χορήγηση κρατικής ενίσχυσης. Η πρώτη μέθοδος αποκλεισμού του στοιχείου της ενίσχυσης αφορά την πώληση μέσω διαγωνισμού χωρίς όρους. Η δεύτερη μέθοδος αφορά την πώληση σε τιμή που καθορίζεται με αποτίμηση ανεξάρτητου εμπειρογνώμονα που πραγματοποιείται σύμφωνα με γενικά αποδεκτές προδιαγραφές αποτίμησης.

(61)

Η Αρχή επισημαίνει ότι η πώληση στοιχείου του ενεργητικού μέσω διαγωνισμού χωρίς όρους κατά κανόνα αποκλείει την ύπαρξη πλεονεκτήματος. Τουλάχιστον στις πραγματικά ανοικτές διαδικασίες υπάρχουν περισσότεροι από έναν προσφέροντες (20) Ωστόσο, το δικαίωμα του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης δεν πωλήθηκε μέσω διαγωνισμού χωρίς όρους.

(62)

Από την άλλη πλευρά, ο δήμος του Narvik και η NEAS ανέθεσαν ξεχωριστά την πραγματοποίηση δύο αξιολογήσεων σε εξωτερικούς συμβούλους, όπως περιγράφεται στις παραγράφους (26) έως (29) ανωτέρω. Ωστόσο, ούτε στην έκθεση DS1, ούτε στην DS2, ούτε στην έκθεση της AA διευκρινίζουν διεξοδικά το ποια μέθοδος χρησιμοποιείται για τον προσδιορισμό των εκτιμήσεων των τιμών. Ελλείψει περαιτέρω διευκρινίσεων, η Αρχή δεν δύναται να αξιολογήσει κατά πόσον οι αξιολογήσεις της αγοραίας αξίας πραγματοποιήθηκαν σύμφωνα με γενικά αποδεκτούς δείκτες της αγοράς και προδιαγραφές εκτίμησης. Συνεπώς, η άποψη της Αρχής ότι η αξία των εκθέσεων DS1, DS2 και ΑΑ είναι περιορισμένη σε ό,τι αφορά την εκτίμηση της αξίας του δικαιώματος στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης. Από την άλλη πλευρά, η έκθεση DT δεν παρέχει λεπτομερή εξήγηση των εκτιμήσεών της. Κατά συνέπεια, τα αποτελέσματά της μπορούν να τεθούν υπό δοκιμή και να επαληθευθούν. Επομένως, η Αρχή φρονεί ότι η έκθεση DT είναι η πιο αξιόπιστη. Κατά από την άποψη της Αρχής, το γεγονός ότι και οι τέσσερις εκθέσεις καταλήγουν σε παρόμοια αποτελέσματα (21) ενισχύει, ωστόσο, τα αποτελέσματα της έκθεσης DT και ευλόγως εκείνα των τριών άλλων εκθέσεων.

(63)

Η Αρχή επισημαίνει ότι, παρόλο που η τιμή που καθορίζει ανεξάρτητος εκτιμητής αξίας μπορεί κατά κανόνα να χρησιμοποιηθεί για τον αποκλεισμό της ύπαρξης πλεονεκτήματος στην πώληση ευκόλως αποτιμήσιμης έγγειας ιδιοκτησίας γενικού χαρακτήρα ή κτιρίων που έχουν αποτελέσει αντικείμενο πολλών συναλλαγών, δεν ισχύει απαραίτητα το ίδιο για τη γη και τα κτίρια με πιο ιδιαίτερα χαρακτηριστικά ή στην περίπτωση που οι συνθήκες της πώλησης ενδέχεται να δημιουργήσουν αμφιβολίες σχετικά με το κατά πόσον η αποτίμηση του εμπειρογνώμονα αντικατοπτρίζει την πραγματική αγοραία αξία της ιδιοκτησίας (22).

(64)

Όπως εξηγείται κατωτέρω, οι συμβάσεις προμήθειας ηλεκτρικής ενέργειας με καθορισμένη τιμή διάρκειας άνω των 6 ετών είναι ασυνήθιστες και δεν παρατηρούνται συχνά. Λόγω του ότι δεν υπάρχει αγορά στην οποία μπορούν να παρατηρηθούν συγκρίσιμες τιμές και λόγω της αστάθειας των τιμών της ηλεκτρικής ενέργειας, η εκτίμηση από εμπειρογνώμονα δεν αποτελεί τόσο κατάλληλο μέσο για τον καθορισμό της τιμής της αγοράς για σύμβαση παροχής ηλεκτρικής ενέργειας με καθορισμένη τιμή διάρκειας 50,5 ετών (23).

(65)

Σε κάθε περίπτωση, η Αρχή υπενθυμίζει ότι το κριτήριο του ιδιώτη επενδυτή υπό συνθήκες οικονομίας της αγοράς, και όχι οι κατευθυντήριες γραμμές SOL, που αφορούν τις πωλήσεις δημόσιας γης και κτιρίων, είναι εκείνο που εφαρμόζεται για να αξιολογηθεί το κατά πόσον μια σύμβαση παροχής ηλεκτρικής ενέργειας που συνάπτει δημόσια αρχή δημιουργεί πλεονέκτημα «υπέρ» μιας εταιρείας. Πράγματι, το γεγονός ότι η γενική αρχή για τον ιδιώτη επενδυτή της οικονομίας της αγοράς εφαρμόζεται στις μακροπρόθεσμες συμβάσεις παροχής ηλεκτρικής ενέργειας έχει επιβεβαιωθεί από το Γενικό Δικαστήριο στην υπόθεση Budapesti Erőmű Zrt κατά Επιτροπής, όπου το Γενικό Δικαστήριο ενέκρινε την προσέγγιση που ακολούθησε η Ευρωπαϊκή Επιτροπή («η Επιτροπή») σε μια υπόθεση σχετικά με μακροπρόθεσμες συμβάσεις παροχής ηλεκτρικής ενέργειας που είχαν συνάψει οι ουγγρικές αρχές (24).

(66)

Στην περίπτωση αυτή η Επιτροπή προσδιόρισε τις κύριες πρακτικές των εμπορικών φορέων στις ευρωπαϊκές αγορές ηλεκτρικής ενέργειας που σχετίζονταν με τους σκοπούς της ανάλυσής της και αξιολόγησε το κατά πόσον οι συμφωνίες στη συγκεκριμένη περίπτωση συνάδουν με τις πρακτικές αυτές ή κατά πόσον οι συμβάσεις συνήφθησαν με όρους που θα ήταν αποδεκτοί για έναν φορέα που ενεργεί αποκλειστικά για εμπορικούς σκοπούς (25).

(67)

Η Επιτροπή διαπίστωσε ότι σπάνια στην ευρωπαϊκή αγορά συνάπτονται μακροπρόθεσμες συμβάσεις παροχής ηλεκτρικής ενέργειας διάρκειας άνω των 6 ετών (26). Οι πληροφορίες που έχει στη διάθεσή της η Αρχή επιβεβαιώνουν τη διαπίστωση αυτή. Συνεπώς, οι μακροπρόθεσμες συμβάσεις παροχής ηλεκτρικής ενέργειας που μπορούν να χρησιμοποιηθούν ως δείκτης αναφοράς της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας που πωλείται για 50,5 έτη στο μέλλον είναι λίγες αν όχι ανύπαρκτες.

(68)

Ωστόσο, οι μακροπρόθεσμες εκτιμήσεις των μελλοντικών τιμών ηλεκτρικής ενέργειας πρέπει να πραγματοποιούνται από δυνητικούς αγοραστές και πωλητές των σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Βασιζόμενες σε αυτά τα στοιχεία οι νορβηγικές αρχές ισχυρίστηκαν ότι η πώληση του δικαιώματος του δήμου Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης θα πρέπει να παρομοιαστεί με την πώληση υδροηλεκτρικού σταθμού. Για να στηρίξουν το επιχείρημα αυτό, οι νορβηγικές αρχές διαβίβασαν στην Αρχή την επισκόπηση Pareto, που αναλύει την πώληση πέντε υδροηλεκτρικών σταθμών στη Νορβηγία το 2000.

(69)

Οι νορβηγικές αρχές διατείνονται ότι τόσο στην περίπτωση πώλησης υδροηλεκτρικού σταθμού όσο και στην πώληση του δικαιώματος του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης, οι τιμές πώλησης αντιστοιχούν στην καθαρή παρούσα αξία των αναμενόμενων ταμειακών ροών του όγκου παραγωγής. Επομένως, όπως ο δήμος του Narvik και η NEAS στη συγκεκριμένη περίπτωση, οποιοσδήποτε αγοραστής ή πωλητής υδροηλεκτρικού σταθμού θα πρέπει να εκτιμήσει την αξία του σταθμού με βάση τα αναμενόμενα έσοδα από την παραγωγή μείον το αναμενόμενο κόστος που ανάγεται στην παρούσα αξία σύμφωνα με το σχετικό προεξοφλητικό επιτόκιο για το διάστημα που ο νέος ιδιοκτήτης μπορεί να εκμεταλλεύεται τη σχετική υδροηλεκτρική ενέργεια.

(70)

Οι νορβηγικές αρχές ισχυρίζονται ότι οι τιμές των πέντε υδροηλεκτρικών σταθμών που αναφέρονται στην έκθεση Pareto, διορθωμένες για ορισμένους σχετικούς παράγοντες, είναι συγκρίσιμες με την τιμή που επετεύχθη κατά την πώληση του δικαιώματος του δήμου του Narvik στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης. Στο πλαίσιο αυτό, η Αρχή επισημαίνει τους διορθωτικούς συντελεστές που αναφέρθηκαν από τις νορβηγικές αρχές, όπως αναλύονται στο κεφάλαιο Ι.11 ανωτέρω.

(71)

Για τους πέντε υδροηλεκτρικούς σταθμούς, οι τιμές πώλησης ανά KWh παραγωγικής ικανότητας κυμαίνονταν από 1,66 έως 1,74 κορώνες Νορβηγίας. Μια οριστική πώληση περιουσιακού στοιχείου θα αυξήσει την καθαρή παρούσα αξία του περιουσιακού στοιχείου σε σχέση με την πώληση του δικαιώματος αγοράς ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης για 50,5 έτη, καθώς θεωρείται ότι το περιουσιακό στοιχείο χαρακτηρίζεται από θετική ταμειακή ροή πέραν του χρονικού ορίζοντα των 50,5 ετών. Οι νορβηγικές αρχές χρησιμοποίησαν συντελεστή κεφαλαιοποίησης 4 %, που οδηγεί σε προσαρμογή προς τα κάτω της τιμής πώλησης κατά 10-15 % περίπου για να συγκρίνουν μια οριστική πώληση με την ορισμένου χρόνου πώληση ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης (27).

(72)

Η δεύτερη διαφορά μεταξύ της οριστικής πώλησης και της πώλησης δικαιώματος σε ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης για 50,5 έτη αφορά την βάση κόστους που χρησιμοποιείται στο μοντέλο της καθαρής παρούσας αξίας, δηλαδή το συνολικό κόστος παραγωγής έναντι της τιμής της παραχώρησης. Οι νορβηγικές αρχές ισχυρίστηκαν ότι το σύνηθες λειτουργικό κόστος συμπεριλαμβανομένης της επανεπένδυσης σε νεότερο σταθμό ηλεκτρικής ενέργειας ανερχόταν περίπου σε 0,05 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh, ενώ η τιμή του υπουργείου εκείνη την περίοδο ήταν περίπου 0,10 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh.

(73)

Για να αξιολογηθεί το κατά πόσον οι τιμές των μονάδων παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας αντιπροσωπεύουν καταλλήλως την τιμή της αγοράς της εν λόγω ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, είναι απαραίτητο να εξεταστεί διεξοδικότερα κάθε στοιχείο του ισχυρισμού. Η αξιολόγηση της Αρχής βασίζεται στα στοιχεία που παρέχουν οι νορβηγικές αρχές και άλλες διαθέσιμες στο κοινό πληροφορίες.

(74)

Στην παρακάτω ανάλυση χρησιμοποιούνται ονομαστικά αριθμητικά στοιχεία σε όλους τους υπολογισμούς (28).

(75)

Για τους πέντε υδροηλεκτρικούς σταθμούς που αναφέρονται στην επισκόπηση Pareto, οι τιμές πώλησης ανά KWh παραγωγικής ικανότητας κυμαίνονταν από 1,66 έως 1,74 κορώνες Νορβηγίας. Σε έκθεση της εταιρείας παροχής οικονομικών συμβουλών Econ Pöyry, στην οποία αναλύονται πωλήσεις σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας από το 1996 έως το 2005, η μέση αξία των συναλλαγών κατά το έτος 2000 φαίνεται να είναι κάπως υψηλότερη και εκτιμάται περίπου στις 1,85 κορώνες Νορβηγίας. Σύμφωνα με την ίδια έκθεση, το 1999 επετεύχθη η ίδια περίπου τιμή. Έτσι, το εύρος της τιμής προς σύγκριση φαίνεται κάπως υψηλότερο από εκείνο που αναφέρεται στην επισκόπηση Pareto. Καθώς η έκθεση ECON αναφέρεται σε μεγαλύτερη μέση αξία συναλλαγών σε σχέση με την επισκόπηση Pareto, η Αρχή θα χρησιμοποιήσει το εύρος τιμών από 1,70 έως 1,80 κορώνες Νορβηγίας στην περαιτέρω ανάλυσή της.

(76)

Ο δεύτερος παράγοντας που πρέπει να συνεκτιμηθεί είναι ο τρόπος προσαρμογής των επιπέδων τιμών οριστικής πώλησης σε πώληση ορισμένου χρόνου για περίοδο 50,5 ετών. Οι νορβηγικές αρχές ισχυρίστηκαν ότι ο κατάλληλος συντελεστής προσαρμογής είναι 10-15 % με βάση συντελεστή κεφαλαιοποίησης 4 %. Η Αρχή θεωρεί ότι η επιλογή του συντελεστή κεφαλαιοποίησης συνδέεται στενά με την επιλογή του προεξοφλητικού επιτοκίου στο μοντέλο της καθαρής παρούσας αξίας. Το ονομαστικό προεξοφλητικό επιτόκιο μετά την αφαίρεση των φόρων που χρησιμοποιήθηκε στην έκθεση DT ήταν 6,8 %, ενώ στην έκθεση της ΑΑ χρησιμοποιήθηκε το 7 %. Επίσης, πρέπει να σημειωθεί ότι για την καθαρή παρούσα αξία χρησιμοποιείται συντελεστής 6,5 % κατά την αξιολόγηση νέων έργων υδροηλεκτρικών σταθμών (29) Στο μοντέλο υπολογισμού της τιμής κόστους χρησιμοποιείται συντελεστής 6 % (30). Με βάση τα παραπάνω, η Αρχή φρονεί ότι το κατάλληλο προεξοφλητικό επιτόκιο και, συνεπώς, ο κατάλληλος συντελεστής κεφαλαιοποίησης που εφαρμόζεται κατά την σύγκριση οριστικής πώλησης με πώληση ορισμένου χρόνου κυμαίνονται ονομαστικά από 6 % έως 7 % μετά την αφαίρεση των φόρων. Σε αυτή τη βάση, η κατάλληλη προσαρμογή της αξίας από οριστική πώληση σε πώληση διάρκειας 50,5 ετών δεν είναι 10-15 %, όπως ισχυρίζονται οι νορβηγικές αρχές, αλλά είναι πιο κοντά στο 4-5 %.

(77)

Ο τρίτος παράγοντας που πρέπει να ληφθεί υπόψη είναι η αναμενόμενη μελλοντική τιμή της αγοράς σε ό,τι αφορά την ηλεκτρική ενέργεια. Όπως εξηγείται ανωτέρω, η πρόβλεψη των μελλοντικών τιμών ηλεκτρικής ενέργειας για 50 έτη ή παραπάνω αποτελεί δύσκολο εγχείρημα. Στις εκθέσεις αποτίμησης που περιγράφονται ανωτέρω, και ειδικότερα στην έκθεση ΑΑ και DT, η τιμή αγοράς της ηλεκτρικής ενέργειας αναμενόταν να σημειώσει σταθερή αύξηση για μια περίοδο 10-20 ετών μετά την οποία αναμενόταν οι τιμές να παραμείνουν σταθερές σε πραγματικούς όρους (δηλαδή, θα αυξηθούν μόνο λόγω του αναμενόμενου πληθωρισμού) (31). Αυτό σημαίνει ότι εκείνη την περίοδο υπήρχε συναίνεση στην αγορά σχετικά με το ότι οι μελλοντικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας σε μακροπρόθεσμο επίπεδο θα παρέμεναν σταθερές σε πραγματικούς όρους και δεν θα συνέχιζαν να αυξάνονται (32). Η Αρχή θεωρεί ότι όλοι οι συμμετέχοντες στην αγορά διακατέχονταν από την ίδια αβεβαιότητα σχετικά με τις μελλοντικές τιμές ηλεκτρικής ενέργειας, καθώς και οι αγοραστές και οι πωλητές σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας κατά την περίοδο της πώλησης του δικαιώματος ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης. Ως εκ τούτου, δεν υπάρχει λόγος να υποτεθεί ότι οι διάφοροι συμμετέχοντες στην αγορά έχουν πρόσβαση σε πολύ διαφορετικές πληροφορίες όσον αφορά τις προσδοκίες σχετικά με τις τιμές της αγοράς.

(78)

Περνώντας από τα έσοδα στο κόστος, η σύγκριση που παρουσίασαν οι νορβηγικές αρχές αφορά ένα σενάριο σύμφωνα με το οποίο υπάρχει διαφορά στις ταμειακές ροές ανά KWh μεταξύ μιας οριστικής πώλησης και της πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης με 0,05 κορώνες Νορβηγίας λόγω αναμενόμενης τιμής ύψους 0,10 κορωνών Νορβηγίας περίπου για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης και του λειτουργικού κόστους, συμπεριλαμβανομένης και της εκ νέου επένδυσης, της τάξης των 0,05 κορωνών Νορβηγίας.

(79)

Σε ό,τι αφορά την τιμή του υπουργείου για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης, οι σύμβουλοι του δήμου του Narvik και της NEAS προσδοκούσαν ότι οι τιμές θα παρέμεναν σχετικά σταθερές σε πραγματικούς όρους, γεγονός που σημαίνει ότι δεν αναμενόταν ούτε σημαντική βελτίωση της αποδοτικότητας ούτε μεγάλη μεταβλητότητα ως προς την βάση κόστους. Κατ' αρχήν, αναμενόταν ότι η τιμή του υπουργείου για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης θα αυξηθεί με τον πληθωρισμό (33) Με βάση τις διαθέσιμες πληροφορίες, η Αρχή φρονεί ότι ένας συνετός επενδυτής θα είχε διατυπώσει τις ίδιες υποθέσεις και, συνεπώς, υποθέτει ότι δεν αναμένονται σημαντικές αλλαγές στην τιμή της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης σε τιμή κόστους στην περαιτέρω ανάλυση. Το κόστος αυτό διαμορφώνει τη σχετική ταμειακή ροή στο πλαίσιο του υπολογισμού της αξίας της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης (34).

(80)

Δεδομένου ότι υπάρχουν ορισμένες μεταβλητές που μπορούν να επηρεάσουν το επίπεδο των ταμειακών επιβαρύνσεων με την πάροδο του χρόνου, η τιμή των 0,05 κορωνών Νορβηγίας που συνδυάζει το λειτουργικό κόστος και το κόστος επανεπένδυσης πρέπει να αξιολογηθεί με βάση τα διάφορα στοιχεία που το απαρτίζουν.

(81)

Πρώτον, είναι προφανές ότι ένας σταθμός παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας συνεπάγεται ένα ορισμένο επίπεδο γενικού κόστους λειτουργίας και συντήρησης. Υποτίθεται ότι το κόστος λειτουργίας και συντήρησης ενός σταθμού υδροηλεκτρικής ενέργειας είναι γενικά σχετικά χαμηλό και κυμαίνεται σταθερά από 0,02 έως 0,05 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh (35), γεγονός που επιβεβαιώνεται από τα δεδομένα σχετικά με το κόστος που χρησιμοποιήθηκαν για τον καθορισμό της τιμής του υπουργείου. Το 2000, η αποζημίωση με βάση το μοντέλο αυτό σχετικά με το κόστος λειτουργίας και συντήρησης ανερχόταν σε 0,267 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh.

(82)

Επίσης, για τον υπολογισμό της καθαρής παρούσας αξίας χρησιμοποιούνται και άλλες σχετικές ταμειακές ροές. Κατά τον υπολογισμό της τιμής του υπουργείου από το 2000 οι φόροι αντισταθμίστηκαν με 0,021 κορώνες Νορβηγίας. Φυσικά, ο πραγματικός φόρος που επιβάλλεται σε έναν συγκεκριμένο σταθμό παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας εξαρτάται από τα κέρδη, αλλά δεδομένου ότι στόχος της τιμής του υπουργείου είναι να είναι αντιπροσωπευτική του μέσου κόστους των τυπικών σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας στη Νορβηγία, φαίνεται εύλογο να υποτεθεί ότι το φορολογικό κόστος θα ανέλθει περίπου στις 0,02 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh.

(83)

Το τελικό τμήμα των ταμειακών ροών στο πλαίσιο της καθαρής παρούσας αξίας αφορά το κόστος επανεπένδυσης, το οποίο εξαρτάται σε μεγάλο βαθμό από τον χρονικό προσδιορισμό και το επίπεδο των αναγκών επανεπένδυσης του σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας. Η Αρχή αντιλαμβάνεται ότι, για λογιστικούς λόγους, ο κύκλος ζωής ενός υδροηλεκτρικού σταθμού διαρκεί 40 έτη από οικονομικής άποψης (36), στην πραγματικότητα όμως μπορεί να διαρκέσει περισσότερο. Το επίπεδο επανεπένδυσης είναι σημαντικό σε πολλές περιπτώσεις και, κατά συνέπεια, ο χρονικός προσδιορισμός της ταμειακής επιβάρυνσης, σύμφωνα με τους ισχυρισμούς των νορβηγικών αρχών, είναι μείζονος σημασίας για τον υπολογισμό της καθαρής παρούσας αξίας. Εάν η επανεπένδυση πραγματοποιηθεί σε πρώιμο στάδιο της περιόδου υπολογισμού, η μείωση της καθαρής παρούσας αξίας είναι κατά πολύ μεγαλύτερη σε σχέση με την περίπτωση επανεπένδυσης σε μεταγενέστερο στάδιο της περιόδου υπολογισμού. Ωστόσο, οι νορβηγικές αρχές δεν διαβίβασαν στην Αρχή πληροφορίες σχετικά με τις ανάγκες επανεπένδυσης των υδροηλεκτρικών σταθμών που πωλήθηκαν το 1999 και το 2000, στις οποίες βασίζεται η σύγκρισή τους. Η Αρχή επισημαίνει ότι ίσως οι πληροφορίες αυτές να μην είναι άμεσα διαθέσιμες ούτε λαμβάνονται εύκολα λόγω της παλαιότητάς τους και προφανώς λόγω του επιχειρηματικά ευαίσθητου χαρακτήρα τους.

(84)

Κατά την προσαρμογή των τιμών για τους συγκεκριμένους υδροηλεκτρικούς σταθμούς για τις δύο προαναφερθείσες διαφορές, ήτοι τη χρονική περίοδο και τη βάση κόστους, οι νορβηγικές αρχές υποστηρίζουν ότι το εύρος τιμών από 1,66 έως 1,74 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh είναι συγκρίσιμο με την τιμή που επετεύχθη για την ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης που ανήλθε περίπου στις 1,00 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh (37) Όπως εξηγείται ανωτέρω, από τις πληροφορίες που έχει στη διάθεσή της η Αρχή προκύπτει ότι η μέση αξία των συναλλαγών για το 1999 και το 2000 υπερβαίνει ελαφρώς το εν λόγω εύρος τιμών (περίπου 1,85 κορώνες Νορβηγίας). Συνεπώς, η Αρχή θα προβεί σε σύγκριση του εύρους τιμών από 1,70 έως 1,80 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh με την τιμή 1,00 κορωνών Νορβηγίας που πέτυχε ο δήμος του Narvik.

(85)

Η πρώτη προσαρμογή θα ήταν να καταστούν οι τιμές των οριστικών πωλήσεων συγκρίσιμες με τη σύμβαση των 50,5 ετών. Η Αρχή χρησιμοποίησε συντελεστή κεφαλαιοποίησης 6 %, που μειώνει την αξία των οριστικών πωλήσεων κατά περίπου 5,5 %. Συνεπώς, οι συγκρίσιμες των πωλήσεων σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας κυμαίνονται από 1,61 έως 1,70 κορώνες Νορβηγίας. Η διαφορά στις καθαρές ταμειακές ροές από 0,61 έως 0,70 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh μεταξύ των τιμών ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης και του λειτουργικού κόστους ενός σταθμού παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας θα έπρεπε να δικαιολογηθεί, ώστε να πληροί το κριτήριο του ιδιώτη επενδυτή της οικονομίας της αγοράς και να αποκλεισθεί η χορήγηση ενίσχυσης.

(86)

Το συνολικό λειτουργικό κόστος, όπως αναφέρθηκε παραπάνω, εκτιμάται μεταξύ 0,02 και 0,05 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh συν την εκτίμηση των 0,02 κορωνών Νορβηγίας ανά KWh για φόρους, που ισοδυναμεί με 0,04-0,07 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh. Επιπλέον, πρέπει να ληφθούν υπόψη οι εκ νέου επενδύσεις, το οικονομικό αποτέλεσμα των οποίων εξαρτάται από τη χρονική στιγμή και το μέγεθός τους, γεγονός που δυσχεραίνει τον ποσοτικό προσδιορισμό του.

(87)

Λαμβάνοντας υπόψη τα στοιχεία αυτά, η Αρχή προέβη σε ανάλυση ευαισθησίας για την πώληση 128 GWh (38) ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης για περίοδο 50,5 ετών. Η Αρχή δοκίμασε διάφορους συνδυασμούς κόστους και προεξοφλητικών επιτοκίων με ονομαστικά επιτόκια μετά την αφαίρεση των φόρων από 5,5 % έως 7,5 % και το συνολικό λειτουργικό κόστος προσδιορίζεται από 0,05 έως 0,09 κορώνες Νορβηγίας ανά KWh, όπως αναφέρεται στον κατωτέρω πίνακα.

(88)

Τα αποτελέσματα είναι κατώτερα του εύρους 0,61 έως 0,70 κορωνών Νορβηγίας στην περίπτωση που το λειτουργικό κόστος ανέρχεται στις 0,09 κορώνες Νορβηγίας με οποιοδήποτε προεξοφλητικό επιτόκιο από 5,5 % έως 7,5 % ή στην περίπτωση που το λειτουργικό κόστος ανέρχεται στις 0,08 κορώνες Νορβηγίας με προεξοφλητικό επιτόκιο τουλάχιστον 7,5 %. Στα σενάρια αυτά, η διαφορά μεταξύ της τιμής της ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης και του λειτουργικού κόστους είναι τόσο μικρή που κατά τον υπολογισμό της καθαρής παρούσας αξίας της διαφοράς δεν δικαιολογεί τη διαφορά μεταξύ των υψηλών τιμών που επιτεύχθηκαν στις οριστικές πωλήσεις υδροηλεκτρικών σταθμών. Ωστόσο, αυτό ισχύει μόνο στις περιπτώσεις που το λειτουργικό κόστος, συμπεριλαμβανομένου του κόστους επανεπένδυσης, υπερβαίνει κατά 60 % - 80 % τις εκτιμήσεις των νορβηγικών αρχών σχετικά με το κόστος.

(89)

Η Αρχή αξιολόγησε κατά πόσον η συμφωνία του δήμου του Narvik με την NEAS παρέχει πλεονέκτημα στην NEAS με βάση τις πληροφορίες που παρείχαν οι νορβηγικές αρχές. Η Αρχή χαρακτήρισε τις τέσσερις αξιολογήσεις των εμπειρογνωμόνων περιορισμένης αξίας. Η εξέλιξη των μελλοντικών τιμών της ηλεκτρικής ενέργειας επί μεγαλύτερων περιόδων χαρακτηρίζεται από πολλούς αβέβαιους παράγοντες. Οι μακροπρόθεσμες συμβάσεις πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας χωρίς ρήτρες προσαρμογής τιμών αποτελούν ασυνήθιστο φαινόμενο.

(90)

Επιπλέον, δεν είναι προφανές ότι η πώληση σταθμών παραγωγής ηλεκτρικής ενέργειας αυτή καθαυτή μπορεί να συγκριθεί με την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, καθώς μια οριστική πώληση αποτελεί τελική απόφαση για την οποία πρέπει να αξιολογηθεί ο κίνδυνος σχετικά με την αόριστη ή την μελλοντική αξία. Τούτο δεν ισχύει στην περίπτωση της πώλησης ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης, στην οποία ενδέχεται να διαφέρει η βέλτιστη διάρκεια της σύμβασης από την άποψη του κινδύνου και της αξίας.

(91)

Ωστόσο, η Αρχή έλαβε υπόψη τις ειδικές περιστάσεις της υπόθεσης, συμπεριλαμβανομένου του γεγονότος ότι ο δήμος του Narvik ζημιώθηκε από την πώληση ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης λίγο πριν τη σύναψη της σύμβασης διάρκειας 50,5 ετών με την NEAS, σε συνδυασμό με το ότι είχε ανάγκη ρευστότητας, τόσο για να ανταποκριθεί στις δανειακές του υποχρεώσεις όσο και για να προβεί στην προγραμματισμένη επένδυση στην NEAS.

(92)

Συνεπώς, δεδομένων αυτών των ειδικών περιστάσεων, η Αρχή αποδέχεται το επιχείρημα ότι η συγκεκριμένη συναλλαγή, παρά την ιδιαίτερα μακρά διάρκειά της και την αβεβαιότητα σχετικά με τις μελλοντικές τιμές της ηλεκτρικής ενέργειας, μπορεί να συγκριθεί με τις πωλήσεις υδροηλεκτρικών σταθμών που πραγματοποιήθηκαν το 1999 και το 2000. Επομένως, στη συγκεκριμένη αυτή περίπτωση η Αρχή δέχεται ότι οι τιμές πώλησης των υδροηλεκτρικών σταθμών είναι επαρκώς αντιπροσωπευτικές της τιμής της αγοράς για την μακροπρόθεσμη πώληση των συγκεκριμένων δικαιωμάτων ηλεκτρικής ενέργειας παραχώρησης. Από τα στοιχεία που τέθηκαν στη διάθεση της Αρχής από τις νορβηγικές αρχές και τις επεξηγήσεις σχετικά με τις σχετικές διαφορές προκύπτει ότι η τιμή που επετεύχθη από τον δήμο του Narvik είναι συγκρίσιμη με τις τιμές των πωλήσεων σταθμών ηλεκτρικής ενέργειας του 1999 και του 2000.

(93)

Με βάση αυτά τα στοιχεία, η Αρχή, σταθμίζοντας τους διάφορους παράγοντες, κατέληξε στο συμπέρασμα ότι κατά τη σύναψη της σύμβασης με την NEAS για την πώληση του δικαιώματός του στην ηλεκτρική ενέργεια παραχώρησης ο δήμος του Narvik ενήργησε κατά τη διακριτική του ευχέρεια ως ιδιώτης επενδυτής που δραστηριοποιείται στην οικονομία της αγοράς.

(94)

Συνεπώς, δεν μπορεί να θεωρηθεί ότι η σύμβαση παρέχει πλεονέκτημα στη NEAS και, ως εκ τούτου, δεν εμπεριέχει κρατική ενίσχυση κατά την έννοια του άρθρου 61 της συμφωνίας για τον ΕΟΧ.