19.12.2013   

ET

Euroopa Liidu Teataja

L 343/63

(1)

7. jaanuari 2009. aasta kirjaga esitati Narviki omavalitsuse (edaspidi „Narvik”) vastu kaebus seoses sellega, et omavalitsus müüs oma kontsessioonienergia saamise õiguse ettevõtjale Narvik Energi AS (edaspidi „NEAS”). Järelevalveamet sai ja registreeris kõnealuse kirja 14. jaanuaril 2009 (2). 16. juuli 2009. aasta kirjas (3) taotles järelevalveamet Norra ametiasutustelt lisateavet. Norra ametiasutused vastasid teabenõudele 2. oktoobri 2009. aasta kirjaga (4).

(2)

14. detsembril 2011 algatas järelevalveamet järelevalve- ja kohtulepingu protokolli nr 3 I osa artikli 1 lõikes 2 sätestatud menetluse otsusega 393/11/COL (edaspidi „otsus 393/11/COL”). Norra ametiasutused esitasid märkused selle otsuse kohta 23. veebruari 2012. aasta kirjas (5).

(3)

Otsus avaldati Euroopa Liidu Teatajas ja selle EMP kaasandes 26. aprillil 2012. aastal (6). 25. mai 2012. aasta e-kirjas (7) esitas järelevalveametile märkused huvitatud isik. 28. juuni 2012. aasta e-kirjaga (8) edastas järelevalveamet need Norra ametiasutustele. 30. novembri 2012. aasta kirjaga (9) esitasid Norra ametiasutused täiendavat teavet.

(4)

Kaebuse esitaja väidab, et sõlmides NEASiga 50,5 aastat kestva lepingu igal aastal 128 GWh kontsessioonienergia müügiks, müüs Narvik oma kontsessioonienergia ostuõiguse turuhinnast märkimisväärselt madalama hinnaga ning andis NEASile seega ebaseaduslikku riigiabi.

(5)

Lisaks väidab kaebuse esitaja, et Narviki linnavolikogu võttis vastu otsuse sõlmida leping ebatäpse ja/või ebatäieliku teabe põhjal. Väidetavalt ei olnud linnavolikogule enne lepingu sõlmimise otsuse vastuvõtmist avaldatud ekspertide aruandeid, milles kritiseeriti lepingu kestust ning elektrienergia turuhinna määramise olemuslikku keerukust.

(6)

Norras on suuremate hüdroelektrijaamade käitamiseks üldiselt tarvis kontsessiooni. Kontsessiooni omavad jaamad peavad teatud hulga oma aastasest toodangust müüma kohalikule omavalitsusele, mille haldusalas nad asuvad. Kohaliku omavalitsuse ostuõiguse alla kuuluvat elektrienergiat nimetatakse kontsessioonienergiaks. See süsteem on sätestatud tööstusettevõtete litsentsimise seaduse (10) 2. jao lõikes 12 ja koskede kasutamise reguleerimise seaduse (11) 12. jao lõikes 15.

(7)

Seaduste eesmärk on tagada kohalikele omavalitsustele juurdepääs piisavale hulgale elektrienergiale õiglase hinnaga ning seega otsustatakse kontsessioonienergia hulk iga kohaliku omavalitsuse elektrienergia vajaduse põhjal eraldi (12) ning võib ulatuda kuni kümne protsendini elektrijaama aastatoodangust. Kohalike omavalitsuste poolsele kontsessioonienergia kasutamisele aga piiranguid seatud ei ole. Järelikult võivad kohalikud omavalitsused seda ise tarbida, edasi müüa või muidu oma äranägemise järgi kasutada.

(8)

Ostuõigusega ei kaasne aga ostukohustust. Enne 1983. aastat määratud kontsessioonide puhul kehtib üldiselt tingimus, et kui kohalik omavalitsus otsustab oma kontsessioonienergia ostuõigust mitte kasutada, kaotab ta selleks tulevikus õiguse.

(9)

Õigusaktidega on kontsessioonienergia jaoks ette nähtud kaks erinevat hinnakujunduse korda. Esimene käsitleb kontsessioone, mis anti enne 10. aprilli 1959, ning teine kontsessioone, mis anti 10. aprillil 1959 või hiljem.

(10)

Enne 10. aprilli 1959 antud kontsessioonide elektrienergia hind arvutatakse energia tootmismaksumuse põhjal, millele lisatakse 20 % suurune lisatasumäär. Seda hinnakujunduse korda rakendatakse enne 10. aprilli 1959 antud kontsessioonide puhul endiselt ning seda nimetatakse järgnevas tekstis tootmismaksumuse põhiseks hinnaks. Selle hinnakujunduse korra põhjal müüdud kontsessioonienergiat nimetatakse järgnevas tekstis tootmiskulu põhiseks kontsessioonienergiaks.

(11)

Pärast 10. aprilli 1959 antud kontsessioonide puhul määrab kontsessioonienergia hinna kindlaks Energia- ja Naftaministeerium, võttes aluseks riigi hüdroelektrijaamade esindusliku valimi keskmise kulu. Seda hinnakujunduse korda nimetatakse järgnevas tekstis ministeeriumihinna meetodiks. Selle hinnakujunduse korra põhjal müüdud kontsessioonienergiat nimetatakse järgnevas tekstis ministeeriumihinna põhiseks kontsessioonienergiaks.

(12)

Tööstusettevõtete litsentsimise seadus näeb ette, et 20 aastat pärast kontsessiooni andmist võib Norra veevarude ja energia direktoraat (edaspidi „NVE”) kohalike omavalitsuste kontsessioonienergia saamise õiguse üle vaadata (13). Norra ametiasutused on selgitanud, et kuigi ülevaatusprotsess võib lõppeda müüdava kontsessioonienergia hulga väiksemahulise muutmisega NVE poolt, ei saa see kaasa tuua märkimisväärseid muudatusi kohaliku omavalitsuse kontsessioonienergia saamise õiguses. Õigused enamikule Narviki kontsessioonienergiast kuuluvad ülevaatamisele aastal 2019.

(13)

Kontsessioonienergia elektrivõrku juhtimise kulud kannab kohalik omavalitsus.

(14)

Narvikil on aastas õigus umbes 128 GWh kontsessioonienergiale. Umbes 116,3 GWh sellest on ministeeriumihinna põhine kontsessioonienergia ja ülejäänud umbes 11,7 GWh on tootmiskulu põhine kontsessioonienergia. Norra ametiasutused on selgitanud, et 2000. aastal oli ministeeriumihind umbes 0,10 Norra krooni ning Håkviki ja Nygårdi tootmiskulupõhine hind jäi vahemikku 0,14-0,178 Norra krooni.

(15)

NEAS asub Narviki kohalikus omavalitsuses Nordlandi maakonnas. Ettevõte toodab ja müüb elektrienergiat. Kuni 2001. aastani kuulus NEAS täielikult Narviki omavalitsusele. 2001. aastal müüs Narvik 49,99 % ettevõtte aktsiatest energiafirmadele Vesterålskraft AS ja Hålogalandskraft AS.

(16)

Pärast 2006. aastal toimunud ühinemist ning 2009. aastal aset leidnud nimevahetust on NEAS nüüd osa ettevõttest Nordkraft AS (edaspidi „Nordkraft”).

(17)

Kuni 1998. aasta lõpuni müüs Narvik oma õiguse 128 GWh kontsessioonienergiale aastas lühi- või pikemaajaliste lepingute kaudu NEASile. Kuid 1999. aasta alguses ei õnnestunud NEASiga kokkuleppele jõuda ning Narvik müüs oma kontsessioonienergia elektribörsil hetkehinnaga.

(18)

1999. aasta märtsis alustas Narviki omavalitsus ülejäänud 1999. aasta kontsessioonienergia müügiks pakkumismenetlust. 30. märtsil 1999 sõlmis Narvik lepingu kõrgeima hinna pakkujaga, kelleks oli Kraftinor AS. Hinnaks oli 109,50 NOK/MWh. Kuna Narvik maksis kontsessioonienergia eest 111,10 NOK/MWh pluss 20 NOK/MWh käitlemiskulusid, kaotas Narvik tehinguga umbes 2,3 mln Norra krooni. Algselt olid Narviki võimud tehingult oodanud umbes 3,5 mln Norra krooni suurust tulu.

(19)

19. oktoobril 1999 esitas linnavolikogu täitevkomitee (edaspidi „täitevkomitee”) linnavolikogule soovituse, et omavalitsuse üldsiht kontsessioonienergia käitlemisel peaks olema pikas perspektiivis suurima tulu tagamine, et saavutada stabiilne kavandamisperiood. Selle eesmärgi saavutamiseks soovitatud strateegia koosnes neljast osast:

(20)

Linnavolikogu kinnitas täitevkomitee ettepaneku üheainsa muudatusega, mille pani ette linnapea ja mis strateegia muudatusena kinnitati: Selle asemel et anda linnapeale „volitus linnavolikogu poolt kindlaks määratud strateegia alusel lepinguid sõlmida”, nägi lõplik otsus ette, et „esimese sammuna strateegia elluviimisel kutsutakse NEAS selgitama nende huvi käesolevas asjas, nagu kirjeldatud nende 9. novembri kirjas linnavalitsusele”.

(21)

9. novembri 1999. aasta NEASi kiri linnavalitsusele kritiseeris soovitatud strateegiat, mis nägi ette kontsessioonienergia müümist mitme erineva kestusega lepingu alusel, et riske hajutada. Selle asemel soovitas NEAS üht pikaajalist lepingut („näiteks 50-aastase kestusega”) ning oli valmis Narvikiga sõlmitud lepingusse ka hindade kohandamise sätte lisama.

(22)

15. aprilli 1999. aasta kirjas teatas NEAS lisaks oma huvist Narvikiga kontsessioonienergia suhtes pikaajaline leping sõlmida, eelistatavalt ühekordse ettemaksuga või alternatiivina pikaajalise lepingu alusel – esialgne ettepanek kestuse kohta oli 60 aastat – ning Narvikile tehtaks iga-aastaseid makseid.

(23)

Lisaks kontsessioonienergia küsimusele käsitleti ka NEASi rolli energiaturul tulevikus ning Narviki rolli NEASi omanikuna.

(24)

Norra ametiasutuste andmetel täheldas NEAS sel ajal energeetikaettevõtete hulgas laialdast regionaalset koondumist ning riikliku ja rahvusvahelise tasandi ettevõtete sisenemist kohalikele turgudele. NEASil tuli suurendada omakapitali baasi, et omandada teiste elektriettevõtete, eriti Nordkraft ASi, aktsiaid. Lisaks oli NEAS andnud tagatiskirjad regionaalse energiatootmisfirma ja regionaalse energiatranspordifirma loomiseks Hålogaland Kraft AS’ile ja Vesterålskraft AS’ile. Nimetatud muudatused pidid jõustuma 1. jaanuaril 2001. Selleks et NEAS need tehingud omakapitali ja laenatud kapitali abil läbi viia saaks, oli tarvis, et NEASi ainuomanik Narvik firmale täiendavaid omavahendeid võimaldaks.

(25)

16. detsembril 1999. aastal toimunud linnavolikogu koosolekul otsustati luua läbirääkimisrühm, mille liikmeteks on linnapea, aselinnapea, opositsiooniliider ning linnavalitsuse juht, juhiabi ja hankejuht ning mille ülesanneteks on hinnata linna omandiosalust NEASis, NEASi vajadust täiendavate omavahendite järele ning kontsessioonienergia kasutamist.

(26)

NEAS tellis ministeeriumihinnaga kontsessioonienergia väärtuse hindamiseks aruanded ettevõtjatelt Arthur Andersen (edaspidi „AA”) ja Deloitte & Touche (edaspidi „DT”). AA aruanne kasutas nüüdispuhasväärtuse meetodit (edaspidi „NPV”), kuid ei kirjeldanud analüüsi aluseks võetud eeldusi üksikasjalikult. Ka DT aruanne kasutas NPV meetodit, kuid selgitas asjaomaseid eeldusi ja arvestusi AA aruandest täpsemalt. Näiteks selgitas DT aruanne üksikasjalikult, kuidas nõutava tulu arvutamiseks kasutati finantsvara hindamismudelit ning kuidas määrati kapitali kaalutud keskmine hind. Nende analüüs sisaldas ka kontsessioonihinna arvutamise üksikasjalikku kirjeldust ning nii elektrihinna kui ka kapitali kaalutud keskmise hinna järjestikustel muudatustel põhinevat tundlikkusanalüüsi.

(27)

Narvik tellis kaks aruannet ka ettevõtjalt Danske Securities (edaspidi „DS1” ja „DS2”). Esimese aruande ehk DS1 jaoks telliti ettevõtjalt Danske Securities hinnang selle kohta, kas linn peaks oma kontsessioonienergia saamise õiguse müüma energiaturul või selle NEASile üle kandma. Danske Securities andis aruandes DS1 omaalgatuslikult hinnangu linna kontsessioonienergia õiguse väärtusele 50 aastase perioodi jooksul. Välja arvatud eeldused elektrihindade muutuste kohta tulevikus, ei kirjeldanud Danske Securities täpselt seda, kuidas kontsessioonienergia saamise õiguse väärtust arvutati.

(28)

Aruandes DS2 tellis Danske Securities kolmelt turul tegutsevalt ettevõtjalt hinna- ja kuluootuste hinnangu. Ettevõtjateks olid CBF Kraftmegling AS (edaspidi „CBF”), Norwegian Energy Brokers AS (edaspidi „NEB”) ja Statkraft SF (edaspidi „Statskraft”). Nende hinnangute põhjal arvutas Danske Securities välja linna kontsessioonienergia õiguse hinnangulise turuväärtuse. CBF baashinnang kontsessioonienergia saamise õiguse hinnale oli 127 mln Norra krooni. NEB baashinnang kontsessioonienergia saamise õiguse hinnale oli 75 mln Norra krooni. Kuivõrd NEBi hinna- ja kuluootuste hinnang ei võtnud arvesse inflatsiooni, rõhutas Danske Securities, et ei pidanud NEBi hinnangut usutavaks. Statkrafti hinnanguks oli vahemik 115-140 mln Norra krooni. Nende kolme väärtushinnangu põhjal järeldas Danske Securities, et linna kontsessioonienergia õiguse hinnanguline nüüdispuhasväärtus jääb vahemikku 100-140 mln Norra krooni.

(29)

Järgnev tabel võtab kõnealused neli aruannet kokku. Edasises viidatakse aruannetele koos kui „neljale aruandele”.

(30)

Lisaks välisnõuannetele koostas Narviki linna hankejuht ka ise hinnangud.

(31)

Esimeses hinnangus, mis esitati täitevkomiteele 1999. aasta oktoobris, järeldas ta, et pikaajaliste lepingute (kestusega 10 kuni 40 aastat) puhul oli üldine risk linna jaoks kõrge.

(32)

Teises hinnangus, mis esitati läbirääkimisrühmale 16. märtsil 2000, käsitles hankejuht võimalikke kontsessioonienergia kasutamise variante. Kuid selleks ajaks oli läbirääkimisrühm oma volituste ulatust piiranud, et hinnata ainult riski, nõude rahuldamise aega, maksumõjusid ja tulu maksimeerimist kolme stsenaariumi korral (mis kõik nägid ette, et Narvik annab õiguse kontsessioonienergiale 50 aastaks üle NEASile ja kahandab oma osalust NEASis). Vaatamata sellele keskendus hankejuht oma teises hinnangus endiselt lepingu pikkuse tähtsuse küsimusele. Tema hinnang kontsessioonienergia õiguse marginaalsele väärtusele aja jooksul oli selline: „…väga pika, näiteks 50-aastase, kestusega lepingu sõlmimine annab meile kui müüjatele väga väikese lisaväärtuse võrreldes lühema kestusega lepinguga (näiteks 20-aastase kestusega lepinguga, mille väärtus on 83 miljonit Norra krooni)”.

(33)

Pärast siseläbirääkimisi pikaajalise lepingu eeliste ja puuduste üle esitas läbirääkimisrühm linnavolikogule soovituse, milles soovitati linna riski kahandamiseks ning pikaajalise kavandamisperioodi võimaldamiseks valida lepingu kestuseks 50,5 aastat.

(34)

NEAS soovis algselt osta vaid 116,3 GWh ministeeriumihinnaga kontsessioonienergiat. Läbirääkimistes äriühinguga nõudis Narvik aga, et kontsessioonienergia saamise õigus ostetaks täies mahus – lisaks ministeeriumihinnaga kontsessioonienergiale ka linna 11,7 GWh tootmiskulupõhise hinnaga kontsessioonienergiat.

(35)

2000. aasta mais leppisid pooled kokku, et leping katab kogu kontsessioonienergia mahtu 128 GWh ja et NEAS maksab ministeeriumihinnaga kontsessioonienergia eest 120 miljonit Norra krooni ning tootmiskulupõhise hinnaga kontsessioonienergia eest 6 miljonit Norra krooni.

(36)

25. mail 2000. aastal võttis linnavolikogu vastu ametliku otsuse, mille kohaselt linn peaks müüma oma õiguse 128 GWh-le kontsessioonienergiale aastas 50,5 aastaks firmale NEAS hinnaga 126 miljonit Norra krooni.

(37)

16. oktoobril 2000 vormistasid Narvik ja NEAS kõnealuse lepingu, millega Narvik müüs oma kontsessioonienergia saamise õiguse eelkirjeldatud tingimustel NEASile. Leping ei sisaldanud ühtki hinna kohandamise mehhanismi ning nägi ette, et raha makstakse ühekordse maksena ette.

(38)

29. novembril 2000 allkirjastasid Narvik ja NEAS täiendava lepingu, millega NEAS kohustus kontsessioonienergia õiguse ostu eest Narvikile maksma 60 miljonit Norra krooni rahas ning ülejäänud 66 miljonit Norra krooni mitterahalise omakapitali toetusena NEASile (mis kuulus sel ajal täielikult linnale).

(39)

2001. aastal müüs Narvik 49,99 % NEASi aktsiatest ettevõtjatele Vesterålskraft AS ja Hålogalandskraft AS.

(40)

Norra ametiasutused on seisukohal, et leping NEASiga sõlmiti turutingimustel. Nad rõhutavad, et leping sõlmiti seetõttu, et Narviki rahalised vahendid olid piiratud ning linnal oli tarvis likviidset kapitali. Teiseks tuli NEASil viia läbi rekapitaliseerimine, et ettevõte suurema regionaalse ulatusega ettevõtte loomiseks ümber struktureerida. Lisaks müüs linn lepingu sõlmimise hetkel kontsessioonienergiat kahjudega, sest kontsessioonienergia hind linnale oli turuhinnast kõrgem. Näiteks 1999. aasta aprillist sama aasta detsembrini jäi Narvik kontsessioonienergia müügiga 2,3 miljoni Norra krooni suurusesse kahjumisse.

(41)

Regulatiivse riski kohta on Norra ametiasutused selgitanud, et kogu risk on NEASi kanda. Nad väidavad, et tõenäoliselt hõlmab risk pigem kontsessioonienergia väiksemat kui suuremat hulka, mis kahandaks abi tõenäosust.

(42)

Norra ametiasutuste väitel on 50,5 aasta pikkuse lepingu jaoks sobivaks turu võrdlushinnaks jõujaama müügihind ja et pärast asjaomaste erinevuste korrigeerimist on NEASi saadud müügihind samal ajal müüdud jõujaamade müügihindadega sarnane.

(43)

Norra ametiasutused saavad hinnaandmeid 2000. aasta jõujaamade müügitehingute kohta Pareto poolt 2000. aasta elektrituru kohta tehtud nn. reaalaja ülevaatest (edaspidi „Pareto aruanne”). Ülevaatest selgub, et 2000. aastal müüdud jõujaamade müügihinnad jäid vahemikku 1,64-1,77 Norra krooni aastase tootmisvõimsuse kilovatt-tunni kohta. Narviki kontsessioonienergiaõiguse müügihind võrdub umbes 1,00 norra krooniga aastase tootmisvõimsuse kilovatt-tunni kohta. Norra ametiasutuste väitel on erinevus selgitatav järgmiselt.

(44)

Esiteks olid 2000. aastal hiljuti rajatud jõujaama tüüpilised tegevuskulud, sh pidev taasinvesteering (amortisatsioonita) umbes 0,05 Norra krooni kilovatt-tunni kohta aastas (sellele lisanduvad toitekulud). NEASi eeldatavad maksekohustused olid kaht liiki; umbes 0,10 Norra krooni kilovatt-tunni kohta aastas (pluss toitekulud) ministeeriumihinnaga kontsessioonienergia jaoks ning vahemikus 0,14 kuni 0,178 Norra krooni kilovatt-tunni kohta aastas (pluss toitekulud) tootmiskulupõhise hinnaga kontsessioonienergia jaoks enne 10. aprilli 1959 antud kontsessiooni korral. 2000. aastal oli ühe kilovatt-tunni oodatav turuhind umbes 0,12 Norra krooni. Seega 2000. aasta stsenaariumi kohaselt teeniks jõujaama omanik kilovatt-tunni pealt 0,07 Norra krooni puhaskasumit, võrreldes 0,02 Norra krooniga kontsessioonienergia kilovatt-tunni pealt. Lepingu sõlmimise ajal oli hinnanguline hind 2010. aastal 0,20 Norra krooni kilovatt-tunni eest. Seega 2010. aasta stsenaariumi kohaselt teeniks jõujaama omanik kilovatt-tunni pealt 0,15 Norra krooni puhaskasumit, võrreldes 0,10 Norra krooniga kontsessioonienergia kilovatt-tunni eest.

(45)

Teiseks väidavad Norra ametiasutused, et Pareto ülevaates kasutatud viie jõujaama müügihindasid tuleb umbes 10-15 % alandada, kui rakendada 4 %-list kapitaliseerimismäära, et tasandada erinevus lõpmatu aja vältel kapitaliseerimise vahel (kapitaliseerimisfaktor 25) ja 50 aasta vältel kapitaliseerimise vahel (kapitaliseerimisfaktor 21,48).

(46)

Norra ametiasutused lisavad veel, et NPV arvutusi mõjutavad kõige enam lepingu esimesed aastad ja et omandiõigusega kaasnevad taasinvesteerimiskulud tekivad üldiselt hiljem ega vähenda seega oluliselt NPV arvutuste tulemust.

(47)

Seda arvesse võttes väidavad Norra ametiasutused, et jõujaamade müük hinnaga umbes 1,64-1,77 Norra krooni aastase toodanguvõimsuse kilovatt-tunni pealt ja jõujaamade rentimine (maksmine 50,5-aastase õiguse eest elektrienergiale) hinnaga umbes 1,00 Norra krooni kontsessioonienergia kilovatt-tunni kohta on võrreldavad.

(48)

Niisiis väidavad Norra ametiasutused, et eelpool toodud asjaolusid arvestav võrdlus näitab, et hind, mida NEAS maksis kontsessioonienergia eest, on võrreldav samal ajal müüdud jõujaamade hinnaga, ja lisavad, et hinnataseme kohta tehtud järeldust toetavad DT aruanne ja mõlemad DS aruanded, mis valmisid enne 50,5-aastase kontsessioonienergialepingu sõlmimist.

(49)

Viidates järelevalveameti riigiabi suunistele ametiasutuste korraldatavas maa ja hoonete müügis sisalduvate riigiabi elementide kohta (edaspidi „suunised”), (16) väidavad Norra ametiasutused, et konkurentsile avatud ja tingimusteta pakkumismenetlus on vaid üks järelevalveameti poolt tunnustatud meetod riigi vara turuhinna määramiseks. Norra ametiasutused rõhutavad, et suunistega kinnitab järelevalveamet ka seda, et ilma riigiabita turuhinna saab kindlaks määrata sõltumatu eksperthinnanguga. Norra ametiasutused märgivad, et DT ja mõlemad DS aruanded valmisid enne 50,5 aasta pikkuse lepingu sõlmimist. Teine DS aruanne määras müüdava vara väärtuse kindlaks „otsese turu-uuringu” põhjal, mis Norra ametiasutuste väitel päädis turundusuuringuga, mis sarnaneb pakkumismenetluse uuringule. Lisaks märgivad Norra ametiasutused, et lõpphind ei ületanud kolme hinnangu ülempiiri.

(50)

Lisaks väidavad Norra ametiasutused, et hinnakohandamise sätte ärajätmine oli kohane, kuna ostuhind maksti ühekordse maksena, mitte regulaarsete maksetena. Norra ametiasutused väidavad, et kuna müügihind maksti tehingu sõlmimisel – osaliselt rahas ja osaliselt mitterahaliste vahenditena – nagu jõujaama müügitehingu puhul, oleks „ebaloomulik ja väga ebatavaline” lisada lepingusse hinnakohandamise mehhanism. Lisaks väidavad Norra ametiasutused, et piiratud vastutusega äriühingute seaduse mitterahaliste vahendite kasutamise mudeli (17) kohaselt oleks hinna hilisem kohandamine tõenäoliselt olnud ebaseaduslik.

(51)

Otsuse 393/11/COL kohta on märkuse esitanud üks kolmas isik – NEAS (nüüd Nordkraft). NEAS nõustub põhimõtteliselt Norra ametiasutuste seisukohaga.

(52)

EMP lepingu artikli 61 lõike 1 sõnastus on järgmine:

„Kui käesolevas lepingus ei ole sätestatud teisiti, on igasugune EÜ liikmesriikide või EFTA riikide poolt või riigi ressurssidest ükskõik missugusel kujul antav abi, mis moonutab või ähvardab moonutada konkurentsi, soodustades teatud ettevõtjaid või teatud kaupade tootmist, käesoleva lepinguga kokkusobimatu niivõrd, kuivõrd see mõjutab lepinguosaliste vahelist kaubandust.”

(53)

Sellest sättest tulenevalt peab meede, et seda saaks pidada riigiabiks, andma abisaajale majandusliku eelise. Järgnevalt hindab järelevalveamet majandusliku eelise olemasolu käesoleva juhtumi puhul.

(54)

Euroopa Liidu Kohus märkis, et hindamaks, kas riikliku meetme puhul on tegemist abiga, tuleb kindlaks teha, kas see annab abisaajale tavapärastes turutingimustes välistatud majandusliku eelise (18). Majandusliku eelise olemasolu hindamiseks kohaldab järelevalveamet (hüpoteetilist) turumajandusliku investeerimise põhimõtet (19).

(55)

Kui kõnealune tehing tehti turumajandusliku investeerimise põhimõtet järgides, st kui omavalitsus müüs kontsessioonienergia saamise õiguse turuväärtuse eest ning tehingu hind ja tingimused olid turumajanduse tingimustes tegutsevale arukale erainvestorile vastuvõetavad, siis ei anna tehing NEASile majanduslikku eelist ning sellega ei kaasne riigiabi. Tehinguga kaasneks riigiabi siis, kui tehingut ei oleks tehtud turuhinnaga.

(56)

Järelevalveamet ei saa asendada hindamisel Narviki ärilist mõtlemist enda omaga, mis tähendab, et omavalitsusel kui kontsessioonienergia õiguse omanikul on tavapärastes konkurentsitingimustes tegutsemise viisi valikul ulatuslik otsustusõigus.

(57)

Omavalitsuse ja NEASi vahelise lepingu hinna asjakohasuse ja tingimuste hindamine peaks põhinema teabel, mis oli Narvikile kättesaadav lepingu sõlmimise ajal. Tavaliselt piisab riigiabi olemasolu välistamiseks põhjendatud eelhinnangust, isegi kui hiljem selgub, et hindamisel arvesse võetud eeldused olid valed.

(58)

Järelevalveamet hindab järgnevalt, kas Narvik tegutses turumajandusliku erainvestorina, kui sõlmis kontsessioonienergia õiguse müügilepingu.

(59)

Järelevalveamet pöörab tähelepanu tehingu toimumise taustale. Norra ametiasutustelt saadud teabe põhjal mõistab järelevalveamet, et lepingu sõlmimise ajal vajas omavalitsus nii juurdepääsu likviidsusele (et täita oma laenukohustusi) kui ka kapitali, mida NEASi paigutada. Lisaks märgitakse, et piiratud vastutusega äriühingute seadus piirab võimalust lepingusse lisada hinna kohandamise mehhanismi makse tegemise ajal. Enne müügilepingu sõlmimist 2000. aastal oli Narvik kandnud 1999. aastal kontsessioonienergia müügil kahjusid. Omavalitsus otsustas seega müüa pikaajaliselt oma kontsessioonienergia õigus, järgides samal ajal selget strateegiat, mille kaudu maksimeerida kontsessioonienergiast saadavat tulu.

(60)

Norra ametiasutused väitsid, et järelevalveametil peaks olema võimalik välistada eelise olemasolu, kui käesoleva juhtumi puhul rakendatakse suuniseid. Järelevalveamet märgib, et kuigi suunised ei kehti kontsessioonienergia ostuõiguse müügi puhul, nähakse nendega ette kaks meetodit, millega ametiasutused saavad tavaliselt turuhinna eest müüa riigile kuuluvat maad ja hooneid ning seeläbi kindlustada, et müük ei hõlma riigiabi. Esimene meetod, mille kaudu abi välistada, on müük tingimusteta pakkumismenetluse teel. Teine, üldtunnustatud hindamisstandardite järgi läbi viidud sõltumatu eksperthinnangu teel kindlaks määratud hinnaga müük.

(61)

Järelevalveamet märgib, et tavaliselt välistab vara müük tingimusteta pakkumismenetluse kaudu eelise olemasolu vähemalt avatud menetluse puhul, kus on enam kui üks pakkuja (20) Narviki kontsessioonienergia õigust ei müüdud aga tingimusteta pakkumismenetluse kaudu.

(62)

Samas tellisid Narvik ja NEAS mõlemad välisnõustajatelt kaks hinnangut, mida on selgitatud eespool põhjendustes 26–29. DS1, DS2 ja AA aruanne ei anna põhjalikku selgitust selle kohta, millist meetodit kasutati väärtuse hinnangu määramisel. Kuna puuduvad edasised selgitused, ei saa järelevalveamet hinnata, kas turuväärtuse hinnangud on tehtud üldtunnustatud turunäitajate ja hindamisstandardite alusel. Seetõttu ei ole järelevalveameti arvates DS1, DS2 ega AA aruanded piisavad, et hinnata kontsessioonienergia õiguse väärtust. Samas selgitatakse hindamisi üksikasjalikult DT aruandes. Seetõttu on aruande tulemusi võimalik kontrollida. Järelevalveameti arvates on DT aruanne kõige usaldusväärsem. Järelevalveamet leiab, et kuna kõigi nelja aruande tulemused (21) on sarnased, siis kinnitab see nii DT kui ka kolme eelneva aruande tulemusi.

(63)

Järelevalveamet märgib, et kuigi sõltumatu hindaja määratud hinna korral võib tavaliselt oodata eelise olemasolu välistamist lihtsalt hinnatavate tavaliste maa-alade või hoonete müügil, millega on juba mitmeid tehinguid tehtud, siis ei ole see nii maa ja ehitiste puhul, millel on ainulaadsemad omadused või mille müügiga seotud asjaolud annavad alust kahelda, kas eksperthinnang näitab vara tegelikku turuväärtust (22).

(64)

Nagu järgnevalt selgitatakse, ei ole fikseeritud hinnaga elektrienergia tarnelepingud, mis kehtivad üle 6 aasta, tavalised ega sagedad. Kuna puudub võrreldavate hindadega turg ning elektrihinnad on kõikuvad, ei piisa eksperthinnangust, et määrata kindlaks turuhind fikseeritud hinnaga 50,5 aastase kestusega elektrilepingu jaoks (23).

(65)

Järelevalveamet tuletab meelde, et riigi maa ja hoonete müügi puhul kehtivad turumajandusliku investeerimise, mitte suuniste kriteeriumid, ning nende järgi hinnatakse, kas ametiasutusega sõlmitud elektrilepinguga antakse ettevõttele eelis. See, et turumajandusliku investeerimise põhimõte kehtib pikaajaliste elektrilepingute korral, leidis kinnitust Üldkohtu poolt kohtuasjas Budapesti Erőmű Zrt vs. Euroopa Komisjon, kus Üldkohus kiitis heaks Euroopa Komisjoni (edaspidi „komisjon”) lähenemisviisi Ungari ametiasutuste sõlmitud pikaajaliste elektrilepingute juhtumile (24).

(66)

Kõnealuse juhtumi puhul selgitas komisjon analüüsi jaoks välja ettevõtjate peamised asjakohased tavad Euroopa elektriturgudel ning hindas, kas käesoleva juhtumiga seotud kokkulepped on nende tavadega kooskõlas. Samuti hindas komisjon, kas lepingud sõlmiti tingimustel, mis ei oleks olnud vastuvõetavad üksnes majanduslikel põhjustel tegutsevale ettevõttele (25).

(67)

Komisjon leidis, et üle 6 aasta kehtivaid pikaajalisi elektrilepinguid sõlmitakse Euroopa turul harva (26). Seda asjaolu kinnitab järelevalveametile kättesaadav teave. Selliseid pikaajalisi elektrilepinguid, millega määratakse kindlaks elektri müügihind järgnevaks 50,5 aastaks, on vähe.

(68)

Pikaajalise prognoosi tulevikus kehtivate elektrihindade kohta peavad aga tegema elektrijaamade võimalikud ostjad ja müüjad. Selle alusel väitsid Norra ametiasutused, et Narviki kontsessioonienergia õiguse müüki võiks võrrelda hüdroelektrijaama müügiga. Oma väite toetamiseks edastasid Norra ametiasutused järelevalveametile Pareto aruande, millega antakse ülevaade Norras 2000. aastal müüdud viie hüdroelektrijaama kohta.

(69)

Norra ametiasutused väidavad, et nii hüdroelektrijaama kui ka Narviki kontsessioonienergia õiguse müügi puhul näitab müügihind tootmismahuga seotud eeldatavate rahavoogude nüüdispuhasväärtust. Nagu Narviki ja NEASi juhtumi puhul, nii peab ka hüdroelektrijaama iga ostja või müüja hindama elektrijaama väärtust eeldatavate tootmisest tulenevatele sissetulekute alusel, lahutades sellest vastava diskontomääraga diskonteeritud eeldatavad kulud ajavahemikus, mil uus omanik saab hüdroenergiat kasutada.

(70)

Norra ametiasutused väidavad, et Pareto aruandes mainitud viie hüdroelektrijaama hinnad, kui neid teatud tegurite järgi korrigeerida, on võrreldavad Narviki kontsessiooniõiguse müügi eest saadud hinnaga. Siinkohal märgib järelevalveamet, et korrigeerimistegurid, millele Norra ametiasutused viitavad, on esitatud I peatüki põhjenduses 11.

(71)

Viies hüdroelektrijaamas oli müügihind KWh tootmisvõimsuse kohta vahemikus 1,66–1,74 Norra krooni. Varade müük suurendab vara nüüdispuhasväärtust vastupidiselt kontsessioonienergia õiguse müügile 50,5 aasta pikkuseks perioodiks, kuna eeldatavalt on varaga seotud rahavoog positiivne ka pärast 50,5 aastat. Selleks et võrrelda müüki kontsessiooniõiguse müügiga teatud perioodiks, määrasid Norra ametiasutused 4 % suuruse kapitaliseerimismäära, mille tulemusena väheneb müügihind 10 %–15 % (27).

(72)

Teine erinevus elektrijaama müügi ja kontsessiooniõiguse 50,5 aasta pikkuseks perioodiks müügi vahel on seotud kulubaasiga, mida nüüdispuhasväärtuse arvutamisel kasutada, st tootmise kogutulud vs. kontsessiooni hind. Norra ametiasutused väitsid, et tavaline tegevuskulu, mille sisse arvestati ka uuemasse elektrijaama reinvesteerimine, oli ligikaudu 0,05 Norra krooni KWh kohta, samas kui ministeeriumi hind oli sel ajal ligikaudu 0,10 Norra krooni KWh kohta.

(73)

Selleks et hinnata, kas elektrijaamade hinnad sisaldavad kõnealuse kontsessioonienergia turuhinna määramiseks sobivaid näitajaid, tuleb iga elementi vaadelda üksikasjalikumalt. Järelevalveameti hinnang põhineb Norra ametiasutuste antud ning muul avalikult kättesaadaval teabel.

(74)

Järgnevas analüüsis kasutatakse arvutustes nimiväärtusi (28).

(75)

Pareto aruandes mainitud viie hüdroelektrijaama müügihinnad olid vahemikus 1,66 – 1,74 Norra krooni KWh tootmisvõimsuse kohta. Majandusalane konsultatsiooniettevõte Econ Pöyry analüüsis oma aruandes elektrijaama 1996. –2005. aasta müügitulemusi ning leidis, et keskmine tehinguväärtus 2000. aastal oli mõnevõrra suurem, hinnanguliselt ligikaudu 1,85 Norra krooni. Selle aruande järgi oli ka 1999. aastal hind ligikaudu sama. Võrreldav hinnavahemik on veidi suurem kui Pareto aruande oma. Kuna ECONi aruanne annab kõrgema keskmise tehinguväärtuse võrreldes Pareto aruandega, siis kasutab järelevalveamet edasise analüüsi jooksul hinnavahemikku 1,70–1,80 Norra krooni.

(76)

Teine tegur, mida arvesse tuleb võtta, on üle 50,5 aasta pikkuseks perioodiks müümise korral hinnatasemete korrigeerimine elektrijaama müügi järgi. Norra ametiasutused väitsid, et sobiv korrigeerimisindeks, mis põhineb 4 % kapitaliseerimismääral, on 10–15 %. Järelevalveamet leiab, et kapitaliseerimismäära valik on lähedalt seotud nüüdispuhasväärtuse arvutamisel kasutatava diskontomääraga. DT aruandes kasutatud nominaalne tulumaksujärgne diskontomäär oli 6,8 %, samas kui AA aruandes oli see 7 %. Märgiti ka seda, et uute hüdroelektrijaama projektide hindamisel kasutas Norra veevarude ja energeetika direktoraat arvutamisel 6,5 % määra (29). Omahinna arvutamisel kasutati 6 % määra (30). Järelevalveamet on eelnevat arvesse võttes arvamusel, et sobiv diskontomäär ja seega sobiv kapitaliseerimismäär, mida kohaldada müügi ja piiratud ajaks müügi võrdlemisel, on pärast maksustamist vahemikus nominaalselt 6 %–7 %. Selle järgi on väärtuse sobiv korrigeerimisindeks müügilt 50,5 aastaks müügile Norra ametiasutuste väidetud 10 %–15 % asemel pigem 4 %–5 %.

(77)

Kolmas tegur, millega arvestada, on elektri eeldatav turuhind tulevikus. Nagu eespool selgitatud, on järgmiseks 50 aastaks või pikemaks ajaks energiahindasid keeruline prognoosida. Ülaltoodud hindamisaruannetes (eelkõige AA ja DT aruandes) eeldati, et energia turuhind tõuseb püsivalt järgmise 10–20 aasta jooksul ja hiljem peaks hindade tegelik väärtus olema stabiilne (st tõusma vaid inflatsiooni korral) (31). Siit võib järeldada, et turul arvati üksmeelselt, et tulevased energiahinnad püsivad pikas perspektiivis ühtlase tegeliku väärtusega ega tõuse enam (32). Järelevalveamet eeldab, et sama ebakindlus seoses tulevaste energiahindadega valitses kõigi turuosaliste seas, ka nende seas, kes ostsid ja müüsid elektrijaamu sel ajal, kui müüdi kontsessioonienergia õigust. Üldiselt ei ole põhjust arvata, et erinevatel turuosalistel on ligipääs märkimisväärselt erinevale teabele turuhinnaootuste kohta.

(78)

Kui vaadelda tulude asemel kulusid, siis viitab Norra ametiasutuste esitatud võrdlus stsenaariumile, kus on erinevad väljuvad rahavood KWh kohta, kui võrrelda müüki ja kontsessioonienergia müüki 0,05 Norra krooni eest, sest eeldatav kontsessioonihind on ligikaudu 0,10 Norra krooni ning tegevuskulud hõlmavad reinvesteeringuid ligikaudu 0,05 Norra krooni eest.

(79)

Seoses ministeeriumihinna põhise kontsessioonienergiaga eeldasid Narviki ja NEASi nõustajad, et hindade tegelik väärtus püsib suhteliselt ühtlasena, seega ei oodatud tähelepanuväärset tõhusust ega ka kulubaasi ulatuslikku kõikumist. Põhimõtteliselt eeldati, et kontsessioonienergia ministeeriumihind tõuseb inflatsiooni ajal (33). Järelevalveamet järeldab olemasoleva teabe põhjal, et mõistlik investor oleks eeldanud sama, ning leiab seega, et kontsessioonienergia omahind ei oleks edasise analüüsi käigus väga muutunud. Need kulud moodustavad kontsessioonienergia väärtuse arvutamisel vastavad raha väljavood (34)).

(80)

Kuna on mitmeid muutujaid, mis võivad mõjutada sularahakulusid aja jooksul, tuleb 0,05 Norra krooni suurust summat, millesse on hõlmatud tegevus- ja reinvesteerimiskulud, hinnata selle eri elementide alusel.

(81)

On selge, et elektrijaamal on teatud üldiste tegevus- ja hoolduskulude tase. Eeldatavalt on hüdroelektrijaama tegevus- ja hoolduskulud suhteliselt madalad ja püsivad vahemikus 0,02–0,05 Norra krooni KWh kohta (35). Seda toetavad ka ministeeriumihinna määramiseks kasutatud kuluandmed. 2000. aastal oli selle mudeli järgi hüvitis tegevus- ja hoolduskulude jaoks 0,267 Norra krooni KWh kohta.

(82)

Nüüdispuhasväärtuse arvutamiseks on olulised ka teised rahavood. Ministeeriumihinna arvutamisel kompenseeriti 2000. aastal makse 0,021 Norra krooni ulatuses. Asjaomase elektrijaama tegelik maksukoormus sõltub loomulikult kasumist, kuid arvestades, et ministeeriumihind peaks näitama tavalise elektrijaama keskmist kulu Norras, näib mõistlik kehtestada maksukulu ligikaudu 0,02 Norra krooni KWh kohta.

(83)

Nüüdispuhasväärtuse arvutamisel moodustavad rahavoogude viimase osa reinvesteerimiskulud, mis sõltuvad palju ajastusest ja elektrijaama reinvesteerimise vajadusest. Järelevalveamet mõistab, et arvestuste tegemist silmas pidades on hüdroelektrijaama majanduslik eluiga 40 aastat, (36) kuid tegelik kasutusaeg võib olla pikem. Reinvesteerimise tase on mitmel puhul märkimisväärne ning seetõttu on rahavoogude ajastamine nüüdispuhasväärtuse arvutamiseks väga oluline, mida väitsid ka Norra ametiasutused. Kui reinvesteeritakse arvestusperioodi alguses, väheneb nüüdispuhasväärtus oluliselt, võrreldes reinvesteerimisega arvestusperioodi hilisemas osas. Norra ametiasutused ei ole siiski edastanud järelevalveametile teavet 1999. ja 2000. aastal müüdud ning võrdluse aluseks võetud hüdroelektrijaamade reinvesteerimisvajaduse kohta. Järelevalveamet märgib, et elektrijaamade vanuse ning teabe tundlikkuse tõttu ei ole see tõenäoliselt hõlpsasti kättesaadav.

(84)

Asjaomaste hüdroelektrijaamade hindade korrigeerimisel kahe ülalmainitud erinevuse, ajavahemiku ja kulubaasi järgi, võib Norra ametiasutuste väitel hinnavahemikku 1,66 ja 1,74 Norra krooni KWh kohta võrrelda hinnaga, mis saadi kontsessioonienergia eest ning mis oli ligikaudu 1,00 Norra krooni KWh kohta (37). Järelevalveametile kättesaadav teave näitab, et keskmine tehinguväärtus 1999. ja 2000. aastal oli sellest vahemikust mõnevõrra kõrgem (ligikaudu 1,85 Norra krooni). Järelevalveamet võrdleb hinnavahemikku 1,70–1,80 Norra krooni KWh kohta Narvikilt saadud 1,00 Norra krooni suuruse hinnaga.

(85)

Kõigepealt korrigeeritakse müügi hindasid nii, et need oleksid võrreldavad 50,5 aastaks sõlmitava lepinguga. Järelevalveamet kasutas 6 % kapitaliseerimismäära, millega vähendatakse müügi hindasid ligikaudu 5,5 %. Elektrijaamade müügist saadud võrreldav hinnavahemik on seega 1,61–1,70 Norra krooni. 0,61–0,70 Norra krooni suurune erinevus netorahavoogudes KWh kohta kontsessioonienergia hindade ja elektrijaama tegevuskulude vahel peaks seda erinevust selgitama, et olla vastavuses turumajandusliku investeerimise põhimõttega ja välistada abi.

(86)

Tegevuse kogukulud on hinnanguliselt vahemikus 0,02–0,05 Norra krooni KWh kohta, pluss hinnanguline 0,02 Norra krooni KWh kohta maksudes, mis võrdub 0,04–0,07 Norra krooniga KWh kohta. Lisaks tuleb arvesse võtta reinvesteerimist, mille finantsmõju sõltub ajastusest ja investeeringu suurusest ning mida on seega keeruline määrata.

(87)

Seda arvesse võttes viis järelevalveamet läbi tundlikkusanalüüsi 128GWh (38) kontsessioonienergia müügi kohta 50,5 aasta pikkuse perioodi jooksul. Järelevalveamet on vaadelnud erinevaid kulude ja diskontomäärade kombinatsioone, mille nominaalne tulumaksujärgne diskontomäär on vahemikus 5,5 %–7,5 % ning tegevuse kogukulu 0,05 ja 0,09 Norra krooni KWh kohta. See on esitatud alljärgnevas tabelis.

(88)

Kui tegevuskulud on alla 0,09 Norra krooni 5,5 %–7,5 % diskontomäära korral või kui mõlemad tegevuskulud on 0,08 Norra krooni ja diskontomäär on 7,5 % või kõrgem, siis on tulemused alla 0,61–0,70 Norra krooni. Nende stsenaariumite korral on erinevus kontsessioonienergia hinna ja tegevuskulu vahel nii väike, et isegi kui arvutatakse nüüdispuhasväärtuse erinevus, ei selgita see hüdroelektrijaamade müügist saadud kõrgemate hindade erinevust. See kehtib vaid olukordades, kus tegevuskulu, kui sinna sisse on arvestatud ka reinvesteerimine, on 60 %–80 % kõrgem kui Norra ametiasutuste pakutud kuluhinnangud.

(89)

Järelevalveamet hindas Norra ametiasutuste antud teabe alusel, kas Narviki kokkulepe NEASiga andis viimasele eelise. Järelevalveameti arvates on neljal eksperthinnangul piiratud väärtus. Elektrihindade prognoosimine kaugemaks tulevikuks on seotud mitmete raskustega. Pikaajalised elektrilepingud, milles puuduvad klauslid hindade korrigeerimise kohta, ei ole tavalised.

(90)

Kindel ei ole ka see, et elektrijaamade müüki võiks võrrelda kontsessioonienergia müügiga, sest müük on lõplik otsus, mille puhul tuleb hinnata riski, mis on seotud määratlemata või tulevikuväärtusega. See ei ole nii aga kontsessioonienergia müügi korral, kus lepingu optimaalne pikkus võib riski ja väärtust arvesse võttes erineda.

(91)

Järelevalveamet pööras tähelepanu juhtumi erilistele asjaoludele, ka sellele, et Narvik kandis kontsessioonienergia müügil kahju, enne kui NEASiga sõlmiti 50,5 aastase kestusega leping. Lisaks tuleb arvesse võtta tõsiasja, et omavalitsus vajas juurdepääsu likviidsusele, et maksta tagasi võlga ja teha kavandatud investeering NEASi.

(92)

Arvestades neid erilisi asjaolusid, nõustub järelevalveamet väitega, et kõnealune tehing, hoolimata selle pikast kestusest ning ebakindlusest edasiste elektrihindade suhtes, on võrreldav 1999. ja 2000. aastal toimunud hüdroelektrijaamade müügiga Järelevalveamet nõustub seega, et hinnad, mille eest hüdroelektrijaamad müüdi, on pikaajalise kontsessioonienergia õiguste müügil turuhinnaga võrreldes asjakohased. Järelevalveametile Norra ametiasutustelt antud tõendite ning vastavate erinevuste selgituste põhjal selgub, et Narvik määras hinna, mis on võrreldav 1999. ja 2000. aasta elektrijaamade müügihinnaga.

(93)

Selle põhjal leidis järelevalveamet, et Narvik tegutses NEASiga kontsessioonienergia õiguse müügilepingut sõlmides turumajandusliku investeerimise põhimõtteid järgides.

(94)

Leping ei too seega NEASile kaasa eelist ega hõlma riigiabi EMP lepingu artikli 61 tähenduses,