19.12.2013   

FI

Euroopan unionin virallinen lehti

L 343/63

(1)

Narvikin kuntaa, jäljempänä ’Narvik’, vastaan tehtiin 7 päivänä tammikuuta 2009 päivätyllä kirjeellä kantelu, joka koski kauppaa, jolla Narvik myi oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön Narvik Energi AS:lle, jäljempänä ’NEAS’. Valvontaviranomainen vastaanotti ja kirjasi kirjeen saapuneeksi 14 päivänä tammikuuta 2009 (2). Valvontaviranomainen pyysi 16 päivänä heinäkuuta 2009 päivätyllä kirjeellä (3) Norjan viranomaisilta lisätietoja. Norjan viranomaiset vastasivat tietopyyntöön 2 päivänä lokakuuta 2009 päivätyllä kirjeellä (4).

(2)

Valvontaviranomainen aloitti 14 päivänä joulukuuta 2011 valvonta- ja tuomioistuinsopimuksen pöytäkirjassa 3 olevan I osan 1 artiklan 2 kohdan mukaisen menettelyn päätöksellä N:o 393/11/KOL, jäljempänä ’päätös 393/11/KOL’. Norjan viranomaiset esittivät huomautuksia päätöksestä 23 päivänä helmikuuta 2012 päivätyllä kirjeellä (5).

(3)

Päätös julkaistiin 26 päivänä huhtikuuta 2012Euroopan unionin virallisessa lehdessä ja sen ETA-täydennysosassa (6). Valvontaviranomainen sai huomautuksia yhdeltä asianomaiselta 25 päivänä toukokuuta 2012 päivätyllä sähköpostiviestillä (7). Valvontaviranomainen välitti nämä huomautukset Norjan viranomaisille sähköpostitse 28 päivänä kesäkuuta 2012 (8). Norjan viranomaiset toimittivat lisätietoja 30 päivänä marraskuuta 2012 päivätyllä kirjeellä (9).

(4)

Kantelija väittää, että tekemällä NEAS:n kanssa sopimuksen, jonka mukaan Narvik myy NEAS:lle 128 gigawattituntia vuotuista käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä 50,5 vuoden ajan, Narvik on myynyt oikeutensa ostaa käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä huomattavasti alle markkinahinnan ja siten myöntänyt NEAS:lle sääntöjenvastaista valtiontukea.

(5)

Lisäksi kantelija väittää, että Narvikin kunnanvaltuusto teki päätöksen sopimuksen tekemisestä virheellisten ja/tai puutteellisten tietojen perusteella. Se väittää, että asiantuntijaraportteja, joissa suhtauduttiin kriittisesti sopimuksen kestoon ja siihen liittyvään vaikeuteen määrittää sähkön markkinahinta, ei toimitettu kunnanvaltuustolle ennen sopimusta koskevan päätöksen tekemistä.

(6)

Norjassa suurempien vesivoimalaitosten toiminnan harjoittaminen edellyttää yleensä käyttöoikeussopimusta. Niiden voimalaitosten, joilla on käyttöoikeussopimus vesiputousten hyödyntämiseen, on myytävä tietty määrä vuosituotannostaan sille kunnalle, jossa ne sijaitsevat. Sähkön määrää, joka kunnalla on oikeus ostaa, kutsutaan käyttöoikeussopimuksen mukaiseksi sähköksi. Järjestelmästä säädetään teollisuuden lupamenettelyjä koskevan lain (10) 2 §:n 12 momentissa ja vesiputouksien sääntelyä koskevan lain (11) 12 §:n 15 momentissa.

(7)

Lainsäädäntö perustuu siihen, että kunnille olisi varmistettava riittävä sähkön tarjonta kohtuulliseen hintaan, minkä vuoksi käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön määrä määritetään sen mukaan, mikä on kunkin yksittäisen kunnan yleinen sähköntarve (12), ja se voi olla jopa 10 prosenttia voimalaitoksen vuosituotannosta. Sille ei kuitenkaan ole asetettu rajoituksia, kuinka kunnat voivat hyödyntää käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä. Näin ollen kunnat voivat käyttää sen, myydä sen tai hyödyntää sitä muulla tavoin parhaaksi katsomallaan tavalla.

(8)

Oikeus ei tarkoita sitä, että kunnilla olisi velvollisuus ostaa käyttöoikeussopimuksen mukainen sähkö. Ennen vuotta 1983 tehtyihin käyttöoikeussopimuksiin sovelletaan yleensä lauseketta, jonka mukaan kunta menettää oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön tulevaisuudessa, jos se päättää olla käyttämättä oikeuttaan käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön.

(9)

Lainsäädännössä vahvistetaan kaksi hinnoittelujärjestelmää käyttöoikeussopimuksen mukaiselle sähkölle. Niistä ensimmäinen koskee ennen 10 päivää huhtikuuta 1959 tehtyjä käyttöoikeussopimuksia ja toinen 10 päivästä huhtikuuta 1959 alkaen tehtyjä käyttöoikeussopimuksia.

(10)

Ennen 10 päivää huhtikuuta 1959 tehtyjen käyttöoikeussopimusten tapauksessa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinta lasketaan yksittäisen voimalaitoksen omakustannushintojen perusteella korotettuna 20 prosentilla. Tätä mallia sovelletaan edelleen ennen 10 päivää huhtikuuta 1959 tehtyihin käyttöoikeussopimuksiin, ja siitä käytetään jäljempänä nimitystä ’omakustannusmalli’. Tällä hinnoittelumallilla myydystä käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä käytetään jäljempänä nimitystä ’omakustannushintaan myyty käyttöoikeussopimuksen mukainen sähkö’.

(11)

Niiden käyttöoikeussopimusten osalta, jotka on tehty 10 päivän huhtikuuta 1959 jälkeen, energia- ja öljyministeriö vahvistaa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan koko maan vesivoimalaitosten edustavan otoksen keskimääräisten kustannusten perusteella. Tästä hinnoittelumenetelmästä käytetään jäljempänä nimitystä ’ministeriön vahvistamaan hintaan perustuva menetelmä’. Tämän hinnoittelumallin mukaisesti myydystä käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä käytetään jäljempänä nimitystä ’ministeriön vahvistamaan hintaan myyty käyttöoikeussopimuksen mukainen sähkö’.

(12)

Teollisuuden lupamenettelyjä koskevan lain mukaan Norjan vesistö- ja energiavirasto, jäljempänä ’NVE’, voi pyytää kunnalla olevan käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön osto-oikeuden uudelleentarkastelua 20 vuoden kuluttua käyttöoikeussopimuksen tekemisestä (13). Norjan viranomaiset ovat selittäneet, että uudelleentarkastelu voi johtaa siihen, että NVE muuttaa hieman käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön määrää, mutta se ei voi kuitenkaan johtaa suuriin muutoksiin kunnan oikeudessa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön. Suurinta osaa Narvikin oikeuksista käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on määrä tarkastella uudelleen vuonna 2019.

(13)

Kunnat vastaavat kustannuksista, joita aiheutuu käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön syöttämisestä verkkoon.

(14)

Narvikilla on oikeus vuodessa yhteensä noin 128 gigawattituntiin käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä, josta noin 116,3 gigawattituntia on hinnoiteltu ministeriön vahvistamaan hintaan perustuvalla menetelmällä ja jäljelle jäävä noin 11,7 gigawattituntia omakustannuslaskentamenetelmällä. Norjan viranomaiset ovat todenneet, että ministeriön vahvistama hinta oli vuonna 2000 noin 0,10 Norjan kruunua ja Håkvikin ja Nygårdin omakustannushinta oli vuonna 2000 noin 0,14–0,178 Norjan kruunua.

(15)

NEAS sijaitsee Narvikin kunnassa Nordlandin läänissä. Se tuottaa ja myy sähköä. Vuoteen 2001 asti NEAS oli kokonaan Narvikin kunnan omistuksessa. Vuonna 2001 Narvik myi 49,99 prosenttia osakkeistaan kahdelle sähköyhtiölle, Vesterålskraft AS:lle ja Hålogalandskraft AS:lle.

(16)

Vuonna 2006 tapahtuneen sulautumisen ja vuonna 2009 tapahtuneen nimenmuutoksen jälkeen NEAS on nyt osa yritystä Nordkraft AS, jäljempänä ’Nordkraft’.

(17)

Vuoden 1998 loppuun asti Narvik myi noin 128 gigawattitunnin suuruisen vuotuisen oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle lyhyt- tai pitkäaikaisilla sopimuksilla. Kuitenkin vuoden 1999 alussa Narvik ei päässyt sopimukseen NEAS:n kanssa ja myi sen jälkeen käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkönsä sähköpörssissä spot-hinnoilla.

(18)

Maaliskuussa 1999 kunta järjesti tarjouskilpailun käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkönsä myynnistä vuoden 1999 loppuaikana. Narvik teki 30 päivänä maaliskuuta 1999 sopimuksen parhaan tarjouksen tekijän, Kraftinor AS:n, kanssa. Hinta oli 109,50 Norjan kruunua megawattitunnilta. Koska Narvik maksoi käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä 111,10 Norjan kruunua megawattitunnilta ja syöttökustannuksia 20 euroa megawattitunnilta, sille aiheutui sopimuksen perusteella noin 2,3 miljoonan Norjan kruunun tappiot. Narvik oli alun perin odottanut noin 3,5 miljoonan Norjan kruunun ylijäämää.

(19)

Kunnanvaltuuston toimeenpaneva komitea, jäljempänä ’toimeenpaneva komitea’, antoi 19 päivänä lokakuuta 1999 kunnanvaltuustolle suosituksen, jonka mukaan kunnan olisi pyrittävä yleistavoitteena maksimoimaan käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä saamansa tuotto pitkällä aikavälillä voidakseen suunnitella toimintaansa vakaalta pohjalta. Ehdotettu strategia tämän tavoitteen saavuttamiseksi muodostui neljästä osasta:

(20)

Kunnanvaltuusto vahvisti toimeenpanevan komitean suosituksen tehden siihen yhden mukautuksen, jota kunnanjohtaja ehdotti ja joka vahvistettiin muuttamalla strategiaa: sen sijaan, että kunnanjohtajalle nimenomaisesti ”annetaan valtuudet tehdä sopimuksia kunnanvaltuuston päättämän strategian mukaisesti”, lopullisessa päätöksessä todetaan, että ”strategian toteuttamisen ensimmäisessä vaiheessa NEAS:ää pyydetään keskustelemaan asiaan liittyvistä eduistaan, kuten sen 9 päivänä marraskuuta päivätyssä kirjeessä kunnalle esitetään.”

(21)

NEAS:n 9 päivänä marraskuuta 1999 päivätyssä kirjeessä kunnalle kyseenalaistettiin ehdotettu strategia, jonka mukaan käyttöoikeussopimuksen mukainen sähkö myytäisiin erillisillä eripituisilla sopimuksilla riskin hajauttamiseksi. Sen sijaan NEAS ehdotti yhtä pitkäaikaista sopimusta (”esimerkiksi 50 vuotta”), ja se oli valmis sisällyttämään Narvikin kanssa tehtyyn sopimukseen hinnantarkistuslausekkeen.

(22)

NEAS ilmoitti myös 15 päivänä huhtikuuta 1999 päivätyllä kirjeellä olevansa kiinnostunut tekemään pitkäaikaisen sopimuksen käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä, ensi sijassa ostamalla sen etukäteen suoritettavalla kertamaksulla tai vaihtoehtoisesti pitkäaikaisella vuokrasopimuksella, jonka kestoksi ehdotettiin alun perin 60:tä vuotta ja jonka mukaan Narvikille suoritetaan vuotuisia maksuja.

(23)

Käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön lisäksi keskusteltiin myös NEAS:n tulevasta roolista markkinoilla ja Narvikin roolista NEAS:n omistajana.

(24)

Norjan viranomaisten mukaan NEAS oli kyseisenä ajankohtana huomannut, että energiayhtiöiden välillä tapahtui laajaa alueellista yhdistymistä ja että paikallisille markkinoille tuli kansallisia/kansainvälisiä toimijoita. NEAS:n oli vahvistettava omaa pääomaansa voidakseen hankkia osuuksia muissa sähköyhtiöissä, erityisesti Nordkraft AS:ssä. NEAS oli myös tehnyt aiesopimuksia Hålogaland Kraft AS:n ja Vesterålskraft AS:n kanssa alueellisen tuotantoyhtiön ja alueellisen energiansiirtoyhtiön perustamisesta. Näiden muutosten oli tarkoitus tulla voimaan 1 päivänä tammikuuta 2001. Jotta NEAS voisi saattaa nämä liiketoimet päätökseen oman pääoman ja lainapääoman yhdistelmällä, Narvikin, joka oli NEAS:n ainoa omistaja, odotettiin sijoittavan lisää pääomaa NEAS:ään.

(25)

Kunnanvaltuuston kokouksessa 16 päivänä joulukuuta 1999 päätettiin, että kunnan omistusosuutta NEAS:ssä, yhtiön oman pääoman tarpeita ja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön käsittelyä olisi arvioitava yhdessä neuvotteluryhmässä, joka muodostuu kunnanjohtajasta, varakunnanjohtajasta, oppositiojohtajasta sekä kunnallishallinnon puheenjohtajasta, varapuheenjohtajasta ja hankintapäälliköstä, jäljempänä ’neuvotteluryhmä’.

(26)

NEAS tilasi raportit Arthur Andersenilta, jäljempänä ’AA’, ja Deloitte & Touchelta, jäljempänä ’DT’, määrittääkseen ministeriön vahvistamaan hintaan myydyn käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön arvon. AA:n raportissa sovelletaan nettonykyarvomenetelmää, mutta siinä ei kuvata perusoletuksia kovin yksityiskohtaisesti. Myös DT:n raportissa käytetään nettonykyarvomenetelmää, mutta siinä mennään AA:n raporttia pidemmälle selittämällä relevantit oletukset ja laskelmat. Esimerkkinä voidaan mainita, että DT:n raportissa selostetaan yksityiskohtaisesti, miten vaadittu tuotto määritetään ”Capital Asset Pricing Model (CAPM)” -menetelmällä ja miten” painotettu keskimääräinen pääomakustannus (WACC) määritetään. Lisäksi analyysissä on yksityiskohtainen kuvaus käyttöoikeussopimuksen mukaisen hinnan laskemisesta ja siihen sisältyy herkkyysanalyysi, joka perustuu sekä sähkön hinnan että WACC:n vähittäisiin muutoksiin.

(27)

Narvik tilasi kaksi raporttia yhtiöltä Danske Securities (”DS1” ja ”DS2”). Ensimmäisessä raportissa (DS1) Danske Securities -yhtiötä pyydettiin arvioimaan sitä, olisiko kunnan myytävä oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön markkinoilla vai siirrettävä se NEAS:lle. Danske Securities esitti DS1-raportissa omasta aloitteestaan arvion siitä, minkä arvoinen 50 vuoden pituinen oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on. Danske Securities esitti sähkön hintojen tulevaa kehitystä koskevia oletuksiaan, mutta antoi muutoin vain vähän tietoja siitä, kuinka se oli laskenut sen arvon, joka oikeudella käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on.

(28)

DS2-raportissa Danske Securities pyysi odotettuja hintoja ja kustannuksia koskevia tietoja kolmelta markkinatoimijalta: CBF Kraftmegling AS:ltä (”CBF”), Norwegian Energy Brokers AS:ltä (”NEB”) ja Statkraft SF:ltä (”Statskraft”). Näiden odotusten perusteella Danske Securities laski arvioidun markkina-arvon oikeudelle käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön. CBF:n odotusten perusteella arvio oli perusskenaariossa 127 miljoonaa Norjan kruunua. NEB:n odotusten perusteella arvio oli perusskenaariossa 75 miljoonaa Norjan kruunua. Koska NEB ei ollut mukauttanut hinta- ja kustannusodotuksiaan inflaatioon, Danske Securities korosti, ettei se pitänyt NEB:n odotuksia uskottavina. Statkraftin odotusten perusteella arvio oli 115–140 miljoonaa Norjan kruunua. Näiden kolmen arvion perusteella Danske Securities päätteli, että oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön olisi arvoltaan 100–140 miljoonaa Norjan kruunua.

(29)

Seuraavassa taulukossa esitetään yhteenveto näistä neljästä raportista. Jäljempänä raporteista käytetään yhdessä nimitystä ’neljä raporttia’.

(30)

Ulkopuolisten arviointien lisäksi Narvikin kunnan hankintapäällikkö teki omia arviointeja.

(31)

Ensimmäisessä arvioinnissa, joka esitettiin toimeenpanevalle komitealle lokakuussa 1999, hän päätteli kunnan kokonaisriskin olevan korkea pitkäaikaisten sopimusten (jotka määriteltiin 10–40 vuoden pituisiksi sopimuksiksi) tapauksessa.

(32)

Toisessa arvioinnissa, jonka hankintapäällikkö esitteli neuvotteluryhmälle 16 päivänä maaliskuuta 2000, tarkasteltiin useita eri vaihtoehtoja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön käsittelemiseksi. Tähän mennessä neuvotteluryhmä oli kuitenkin kaventanut hänen toimivaltuutensa ainoastaan riskien, maksuajankohdan, veroseuraamusten ja voiton maksimoinnin arviointiin kolmessa skenaariossa (joissa kaikissa Narvik siirtää oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle 50 vuodeksi ja pienentää omistusosuuttaan NEAS:ssä). Tästä huolimatta hankintapäällikkö keskittyi myös toisessa arvioinnissa edelleen sopimuskauden pituuden tärkeyteen. Hänen arvionsa rajahyödystä, joka liittyy oikeuteen käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön ajan mittaan, oli, että ”… erittäin pitkän, esim. 50-vuotisen, sopimuksen tekeminen tuo meille myyjänä erittäin vähän lisäarvoa verrattuna lyhyempään sopimukseen (esimerkiksi 20-vuotinen sopimus, jonka arvo on 83 miljoonaa Norjan kruunua)”.

(33)

Pitkäaikaisen sopimuksen eduista ja haitoista käytyjen sisäisten keskustelujen jälkeen neuvotteluryhmä esitti suosituksensa kunnanvaltuustolle. Se suositteli 50,5 vuoden pituista sopimusta, joka pienentäisi kunnan riskiä ja antaisi mahdollisuuden pitkän aikavälin suunnitteluun.

(34)

NEAS:n tavoitteena oli ollut ostaa ainoastaan 116,3 gigawattituntia ministeriön vahvistamaan hintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä. Yrityksen kanssa käytävissä neuvotteluissa Narvik kuitenkin vaati, että sen oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön ostetaan kokonaisuudessaan, ja että 11,7 gigawattitunnin suuruinen määrä omakustannushintaan myytyä käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä yhdistetään ministeriön vahvistamaan hintaan myytyyn käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön.

(35)

Toukokuussa 2000 osapuolet sopivat lopulta, että sopimus koskee käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 128 gigawattitunnin kokonaismäärää ja että NEAS maksaisi 120 miljoonaa Norjan kruunua ministeriön vahvistamaan hintaan myydystä käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä ja 6 miljoonaa Norjan kruunua omakustannushintaan myydystä käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä.

(36)

Kunnanvaltuusto päätti 25 päivänä toukokuuta 2000 virallisesti, että kunnan tulisi myydä vuotuinen 128 gigawattitunnin suuruinen oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle 50,5 vuoden ajaksi 126 miljoonalla Norjan kruunulla.

(37)

Narvik ja NEAS allekirjoittivat virallisesti 16 päivänä lokakuuta 2000 sopimuksen, jolla Narvik myi oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön edellä kuvatuin ehdoin. Sopimukseen ei sisältynyt hinnantarkistusmekanismia, ja rahat oli tarkoitus maksaa etukäteen kertamaksuna.

(38)

Narvik ja NEAS allekirjoittivat 29 päivänä marraskuuta 2000 lisäsopimuksen, jossa NEAS sitoutui maksamaan Narvikille käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä 60 miljoonaa Norjan kruunua käteisenä ja loput 66 miljoonaa Norjan kruunua oman pääoman ehtoisina luontoissuorituksina NEAS:ään (jonka kunta omisti kyseisenä ajankohtana kokonaan).

(39)

Vuonna 2001 Narvik myi 49,99 prosenttia NEAS:n osakkeistaan Vesterålskraft AS:lle ja Hålogalandskraft AS:lle.

(40)

Norjan viranomaiset ovat sitä mieltä, että sopimus NEAS:n kanssa tehtiin markkinaehdoin. Ensinnäkin ne korostavat, että sopimus tehtiin, koska Narvikin taloudellinen tilanne oli tiukka ja se tarvitsi likvidiä pääomaa. Toiseksi NEAS:n pääomapohjaa oli tarpeen vahvistaa, jotta yritys pystyisi toteuttamaan rakenneuudistuksen suuremman alueellisen yrityksen luomiseksi. Lisäksi sopimuksen tekoajankohtana kunta oli myynyt käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä tappiolla, koska käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinta oli korkeampi kuin markkinoilta saatu hinta. Esimerkiksi huhtikuusta 1999 joulukuuhun 1999 Narvikille aiheutui tappiota 2,3 miljoonaa Norjan kruunua.

(41)

Sääntelystä aiheutuvan riskin osalta Norjan viranomaiset ovat todenneet, että NEAS kantaa riskin kokonaisuudessaan. Ne väittävät, että riskinä on todennäköisesti ennemminkin käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön määrän vähentyminen kuin sen määrän kasvaminen, mikä pienentäisi tuen todennäköisyyttä.

(42)

Norjan viranomaiset väittävät, että asianmukainen vertailukohta markkinoilla 50,5 vuoden pituiselle sopimukselle on voimalaitoksen pysyvä myynti ja että ottaen huomioon näiden tilanteiden erot NEAS:n saama hinta vastasi voimalaitosten myyntihintoja saman ajanjakson aikana.

(43)

Voimalaitosten vuoden 2000 myyntihintojen osalta Norjan viranomaiset viittaavat Pareton tekemään reaaliaikaiseen katsaukseen vuoden 2000 sähkömarkkinoista, jäljempänä ’Pareton katsaus’. Katsauksen perusteella vuonna 2000 myytyjen voimalaitosten markkinahinnat vaihtelivat 1,64 Norjan kruunusta 1,77 Norjan kruunuun vuotuisen tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohti. Narvik myi oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön noin 1,00 Norjan kruunun hintaan vuotuisen tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohti. Norjan viranomaisten mukaan näiden lukujen välinen ero johtuu seuraavista seikoista.

(44)

Ensinnäkin vuonna 2000 uudemman voimalaitoksen tavanomaiset toimintakustannukset, mukaan lukien käynnissä olevat uudelleeninvestoinnit (ilman poistoja), olivat noin 0,05 Norjan kruunua kilowattituntia kohti vuodessa (lisättynä syöttökustannuksilla). NEAS:n odotetut maksut muodostuivat kahdesta osasta: noin 0,10 Norjan kruunua kilowattituntia kohti vuodessa (lisättynä syöttökustannuksilla) ministeriön vahvistamaan hintaan myydylle käyttöoikeussopimuksen mukaiselle sähkölle ja 0,14–0,178 Norjan kruunua kilowattituntia kohti (lisättynä syöttökustannuksilla) vuodessa 10 päivää huhtikuuta 1959 edeltävän ajan käyttöoikeussopimuksen mukaiselle sähkölle. Vuonna 2000 odotettu markkinahinta oli noin 0,12 Norjan kruunua kilowattituntia kohti. Näin ollen vuoden 2000 skenaario johtaisi voimalaitoksen omistajalle nettovoittoon, jonka suuruus on 0,07 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, verrattuna 0,02 Norjan kruunuun kilowattituntia kohti käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön tapauksessa. Sopimuksen tekoajankohtana arvioitu vuoden 2010 hinta oli 0,20 Norjan kruunua. Tämän arvion perusteella vuoden 2010 skenaario johtaisi voimalaitoksen omistajalle nettovoittoon, jonka suuruus on 0,15 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, verrattuna 0,10 Norjan kruunuun kilowattituntia kohti käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön tapauksessa.

(45)

Toiseksi Norjan viranomaiset väittävät, että Pareton katsauksen mukaisia viiden voimalaitoksen myyntihintoja on pienennettävä noin 10–15 prosenttia, kun sovelletaan 4 prosentin pääomituskerrointa, jotta voidaan hyvittää ero, joka vallitsee määrittelemättömällä ajalla tehdyn pääomittamisen (pääomituskerroin 25) ja 50 vuoden aikana tehdyn pääomittamisen (pääomituskerroin 21,48) välillä.

(46)

Norjan viranomaiset toteavat lisäksi, että ensimmäisillä vuosilla on suurin vaikutus nettonykyarvon laskemiseen ja että omistajuuteen liittyvät suuret uudelleeninvestointikustannukset syntyvät yleensä myöhemmässä vaiheessa, minkä vuoksi niiden pienentävä vaikutus nettonykyarvon laskennassa on vähäinen.

(47)

Tämän perusteella Norjan viranomaiset väittävät, että voimalaitosten myynti hintaan, joka on noin 1,64–1,77 Norjan kruunua vuotuisen tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohti, ja vuokrat (maksu oikeudesta saada sähköä noin 50,5 vuoden ajan), joiden suuruus on noin 1,00 Norjan kruunua käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön kilowattituntia kohti, vastaavat pitkälti toisiaan.

(48)

Näin ollen Norjan viranomaiset väittävät, että vertailu, jossa otetaan huomioon nämä tekijät, osoittaa, että NEAS:n käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä maksama hinta oli verrattavissa saman ajanjakson aikana myytyjen voimalaitosten hintoihin. Lisäksi ne toteavat, että DT:n raportti ja kaksi DS-raporttia, jotka laadittiin ennen 50,5 vuoden pituisen käyttöoikeussopimuksen tekemistä, tukevat hintatasoa koskevaa päätelmää.

(49)

Julkisten viranomaisten tekemiin maa-alueita ja rakennuksia koskeviin kauppoihin sisältyviin valtiontukia koskeviin valvontaviranomaisen suuntaviivoihin (16), jäljempänä ’suuntaviivat’, viitaten Norjan viranomaiset väittävät, että kilpailuttamiseen perustuva, ehtoja sisältämätön tarjouskilpailu on vain yksi valvontaviranomaisen tunnustama menetelmä markkinahintojen määrittämiseksi myytäessä julkista omaisuutta. Norjan viranomaiset korostavat, että valvontaviranomainen toteaa suuntaviivoissa myös, että tukea sisältämätön markkinahinta on mahdollista määrittää riippumattoman asiantuntija-arvion perusteella. Norjan viranomaiset huomauttavat, että DT:n raportti ja kaksi DS:n raporttia toimitettiin ennen 50,5 vuoden sopimuksen tekemistä. Toisessa DS:n raportissa arvo määritettiin ”suoran markkinatutkimuksen” perusteella, joka Norjan viranomaisten mukaan johti samankaltaiseen markkinatestiin kuin tarjouskilpailu. Norjan viranomaiset toteavat lisäksi, että lopullinen hinta oli kolmen arvion yläpäässä.

(50)

Norjan viranomaiset väittävät lisäksi, että ei ollut tarkoituksenmukaista sisällyttää sopimukseen hinnantarkistuslauseketta, koska kauppahinta maksettiin kertamaksuna eikä jatkuvina maksuina. Norjan viranomaiset väittävät, että koska kauppa oli maksettu etukäteen – osittain käteisellä ja osittain luontoissuorituksina – voimalaitoksen pysyvän myynnin kaltaisesti, on ”epäluonnollista ja erittäin epätavallista” sisällyttää siihen hinnantarkistusmekanismi. Norjan viranomaiset katsovat lisäksi, että luontoissuoritusmallin vuoksi myöhemmin tehtävät hinnantarkistukset olisivat luultavasti myös olleet laittomia osakeyhtiölain (17) määräysten mukaan.

(51)

Yksi kolmas osapuoli, NEAS (nykyisin Nordkraft), esitti huomautuksia päätöksestä 393/11/KOL. NEAS on olennaisesti samaa mieltä Norjan viranomaisten kanssa.

(52)

ETA-sopimuksen 61 artiklan 1 kohdassa määrätään seuraavaa:

”Jollei tässä sopimuksessa toisin määrätä, EY:n jäsenvaltion tai EFTA-valtion myöntämä taikka valtion varoista muodossa tai toisessa myönnetty tuki, joka vääristää tai uhkaa vääristää kilpailua suosimalla jotakin yritystä tai tuotannonalaa, ei sovellu tämän sopimuksen toimintaan, siltä osin kuin se vaikuttaa sopimuspuolten väliseen kauppaan.”

(53)

Tämä määräys merkitsee sitä, että valtiontuen olemassaolo edellyttää sitä, että toimenpide tarjoaa sen kohteena olevalle taloudellista etua. Seuraavassa valvontaviranomainen arvioi tällaisen taloudellisen edun olemassaoloa käsiteltävänä olevassa tapauksessa.

(54)

Euroopan unionin tuomioistuin on todennut, että jotta voidaan vahvistaa, onko valtion toimenpiteessä kyse tuesta, on tarpeen määrittää, saako kohteena oleva yritys taloudellista hyötyä, jota se ei olisi saanut tavanomaisissa markkinaolosuhteissa (18). Taloudellisen edun olemassaolon arvioinnissa valvontaviranomainen soveltaa (hypoteettista) markkinataloussijoittajaa koskevaa periaatetta (19).

(55)

Jos kyseessä oleva liiketoimi toteutettiin markkinataloussijoittaperiaatteen mukaisesti, toisin sanoen jos kunta myi oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön markkina-arvosta ja järkevästi toimiva yksityinen markkinataloussijoittaja olisi hyväksynyt liiketoimen hinnan ja ehdot, liiketoimi ei tarjoa taloudellista etua NEAS:lle eikä siihen siten sisälly valtiontukea. Sitä vastoin liiketoimeen voisi sisältyä valtiontukea siinä tapauksessa, että sitä ei toteutettu markkinahintaan.

(56)

Arviointia suorittaessaan valvontaviranomainen ei voi korvata Narvikin kaupallista arviota omalla arviollaan, mikä merkitsee sitä, että kunnan, joka omistaa oikeuden käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön, harkintavallassa on valita tapa, jolla se toimii tavanomaisissa kilpailuolosuhteissa.

(57)

Kunnan ja NEAS:n välisen sopimuksen hinnan ja ehtojen arvioinnin olisi perustuttava tietoihin, jotka olivat Narvikin saatavilla sopimuksen tekohetkellä. Yleisesti ottaen tietoihin perustuva ennakkoarviointi riittäisi valtiontuen olemassaolon poissulkemiseen, vaikka arvioinnissa käytetyt oletukset osoittautuisivat vääriksi jälkikäteen.

(58)

Seuraavassa valvontaviranomainen arvioi sen vuoksi, onko Narvik toiminut kuten yksityinen markkinataloussijoittaja, kun se teki sopimuksen, jolla se myy oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön.

(59)

Valvontaviranomainen ottaa huomioon olosuhteet, joissa liiketoimi toteutettiin. Norjan viranomaisten toimittamien tietojen perusteella valvontaviranomainen on saanut sen käsityksen, että sopimuksen tekoajankohtana kunta oli tilanteessa, jossa se tarvitsi sekä likviditeettiä (täyttääkseen lainavelvoitteensa) että pääomaa NEAS:ään sijoittamista varten. Lisäksi se panee merkille, että osakeyhtiölaki rajoitti mahdollisuutta sisällyttää sopimukseen hinnantarkistusmekanismi, kun tehdään luontoissuoritus. Vuonna 1999 ennen kauppasopimuksen tekemistä Narvik oli kärsinyt tappioita käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnissä. Kunta oli sen vuoksi päättänyt myydä oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön pidemmäksi aikaa ja pyrki samalla noudattamaan strategiaansa maksimoida käyttöoikeussopimuksen mukaisesta sähköstä saatava tuotto.

(60)

Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että valvontaviranomaisen olisi voitava sulkea edun olemassaolo pois soveltamalla suuntaviivojen periaatteita käsiteltävänä olevaan asiaan. Valvontaviranomainen toteaa, että vaikka suuntaviivoja ei sovelleta kauppoihin, joiden kohteena on oikeus ostaa käyttöoikeussopimuksen mukaista sähköä, suuntaviivoissa vahvistetaan kaksi menetelmää, joilla viranomaiset yleensä voivat saada markkinahinnan julkisessa omistuksessa olevien maa-alueiden ja rakennusten myynnistä ja näin ollen varmistaa, että myyntiin ei sisälly valtiontukea. Ensimmäinen menetelmä tuen poissulkemiseksi on myynti tarjouskilpailulla, jolle ei aseteta ehtoja. Toinen menetelmä on myynti hintaan, joka on esitetty riippumattomassa asiantuntija-arviossa, joka on tehty yleisesti hyväksyttyjen arviointinormien mukaisesti.

(61)

Valvontaviranomainen toteaa, että omaisuuserän myynti tarjouskilpailulla, jolle ei aseteta ehtoja, sulkee yleensä tuen pois. Näin on ainakin aidosti avoimissa tarjouskilpailuissa, joissa on enemmän kuin yksi tarjoaja (20). Narvikin oikeutta käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön ei kuitenkaan myyty tarjouskilpailulla, jolle ei aseta ehtoja.

(62)

Toisaalta Narvik ja NEAS tilasivat kumpikin kaksi arviointia ulkopuolisilta neuvonantajilta, kuten edellä 26–29 kappaleessa kuvaillaan. DS1-, DS2- tai AA-raporteissa ei kuitenkaan selitetä perusteellisesti, mitä menetelmää käytetään arvon määrittämisessä. Ilman lisäselvityksiä valvontaviranomainen ei voi arvioida, onko markkina-arvo arvioitu yleisesti hyväksyttyjen markkinoiden tunnuslukujen ja arviointinormien mukaisesti. Sen vuoksi valvontaviranomainen katsoo, että DS1-, DS2- ja AA-raporteilla on vain vähän merkitystä arvioitaessa sitä, minkä arvoinen oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön on. Sen sijaan DT:n raportissa annetaan yksityiskohtainen selvitys arvioinnista. Näin ollen sen tulokset on mahdollista testata ja todentaa. Sen vuoksi valvontaviranomainen katsoo, että DT:n raportti on raporteista luotettavin. Kaikkien neljän raportin tulokset ovat yhdenmukaiset (21), mikä valvontaviranomaisen mielestä vahvistaa DT:n raportin tulokset ja todennäköisesti myös kolmen muun raportin tulokset.

(63)

Valvontaviranomainen toteaa, että vaikka riippumattoman arvioijan määrittämän hinnan voidaan yleensä katsoa sulkevan pois edun, kun on kyse helposti arvioitavien, lukuisten liiketoimien kohteena aikaisemmin olleiden maa-alueiden tai rakennusten myynnistä, näin ei välttämättä ole siinä tapauksessa, kun on kyse maa-alueista ja rakennuksista, joilla on ainutlaatuisempia piirteitä, tai kun kauppaan liittyvät olosuhteet herättävät epäilyjä siitä, vastaako asiantuntija-arvio kiinteistön todellista markkina-arvoa (22).

(64)

Kuten jäljempänä selitetään, kiinteähintaiset sähköntoimitussopimukset, joiden kesto ylittää 6 vuotta, ovat poikkeuksellisia eikä niitä ole paljon. Koska ei ole olemassa markkinoita, joihin hintoja voitaisiin verrata, ja koska sähkönhinnat vaihtelevat, asiantuntija-arvio ei sovellu hyvin kiinteähintaisen 50,5 vuoden pituisen sähkösopimuksen markkina-arvon määrittämiseen (23).

(65)

Joka tapauksessa valvontaviranomainen muistuttaa, että arvioitaessa sitä, sisältyykö viranomaisen tekemään sähkösopimukseen yritystä suosivaa etua, sovellettava testi on markkinataloussijoittajatesti eivätkä suuntaviivat, jotka koskevat julkisten maa-alueiden ja rakennusten myyntiä. Itse asiassa yleinen tuomioistuin hyväksyi asiassa Budapesti Erőmű Zrt v. komissio Euroopan komission lähestymistavan Unkarin viranomaisten tekemiin pitkäaikaisiin sähkösopimuksiin ja vahvisti, että yleistä markkinataloussijoittajaperiaatetta sovelletaan pitkäaikaisiin sähkösopimuksiin (24).

(66)

Kyseisessä asiassa komissio määritti Euroopan sähkömarkkinoiden kaupallisten toimijoiden tärkeimmät käytännöt, jotka olivat merkityksellisiä sen analyysin kannalta, ja arvioi, olivatko tarkasteltavana olevat sopimukset kyseisten käytäntöjen mukaisia vai oliko sopimukset tehty ehdoin, joita puhtaasti kaupallisin perustein toimiva toimija ei olisi hyväksynyt (25).

(67)

Komissio totesi, että pitkäaikaiset sähkösopimukset, joiden kesto on yli kuusi vuotta, ovat harvinaisia Euroopan markkinoilla (26). Valvontaviranomaisen saatavilla olevat tiedot vahvistavat tämän. Näin ollen on vain harvoja pitkäaikaisia sähkösopimuksia, jos niitä yleensä on ollenkaan, joihin voitaisiin verrata 50,5 vuoden päähän tulevaisuudessa myytävän sähkön hintaa.

(68)

Voimalaitosten potentiaalisten ostajien ja myyjien on kuitenkin tehtävä pitkän aikavälin arviot tulevista sähkön hinnoista. Tämän perusteella Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että kauppaa, jolla Narvik myi oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön, olisi verrattava vesivoimalaitoksen myyntiin. Tämän väitteen tueksi Norjan viranomaiset ovat toimittaneet valvontaviranomaiselle Pareton tekemän katsauksen, jossa tarkastellaan viittä Norjassa vuonna 2000 myytyä vesivoimalaitosta.

(69)

Norjan viranomaiset väittävät, että niin vesivoimalaitoksen myynnissä kuin myös kaupassa, jolla Narvik myi oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön, myyntihinnat vastaavat tuotantomäärän odotetun kassavirran nettonykyarvoa. Näin ollen, kuten Narvik ja NEAS tekivät tarkasteltavana olevassa asiassa, minkä tahansa vesivoimalaitoksen ostajan tai myyjän on arvioitava voimalaitoksen arvo odotettavissa olevien tuotantotulojen perusteella, joista on vähennetty odotetut kustannukset diskontattuna sovellettavalla diskonttokorolla niin kauan kuin uusi omistaja voi hyödyntää kyseessä olevaa vesivoimaa.

(70)

Norjan viranomaiset väittävät, että Pareton katsauksessa mainittujen viiden vesivoimalaitoksen hinnat ovat tiettyjen merkityksellisten seikkojen osalta korjattuina verrattavissa hintaan, jolla Narvikin oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön myytiin. Tässä yhteydessä valvontaviranomainen ottaa huomioon Norjan viranomaisten mainitsemat korjaustekijät, kuten edellä I jakson 11 luvussa selitetään.

(71)

Viiden vesivoimalaitoksen myyntihinnat olivat 1,66–1,74 Norjan kruunua tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohden. Pysyvä omaisuuserän myynti nostaa sen nykyarvoa verrattuna käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 50,5 vuoden pituisen osto-oikeuden myyntiin, koska omaisuuserän kassavirran oletetaan olevan positiivinen 50,5 vuoden jälkeenkin. Norjan viranomaiset ovat olettaneet pääomituskertoimen olevan 4 prosenttia, mikä johtaa kauppahinnan alentamiseen noin 10–15 prosenttia, jotta voitaisiin verrata pysyvää myyntiä ajallisesti rajattuun käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myyntiin (27).

(72)

Toinen ero pysyvän myynnin ja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön 50,5 vuoden pituisen osto-oikeuden myynnin välillä koskee nettonykyarvomallissa käytettävää kustannusperustaa – tuotannon kokonaiskustannukset vai käyttöoikeussopimuksen mukainen hinta. Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että uudemman voimalaitoksen tyypilliset toimintakustannukset, mukaan lukien uudelleeninvestoinnit, olivat noin 0,05 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, kun taas ministeriön vahvistama hinta oli kyseisenä ajankohtana noin 0,10 Norjan kruunua kilowattituntia kohti.

(73)

Jotta voitaisiin arvioida, ovatko voimalaitosten hinnat asianmukainen vertailukohde tarkasteltavana olevan käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön markkinahinnalle, on tarpeen tarkastella väitteen jokaista osatekijää tarkemmin. Valvontaviranomaisen arviointi perustuu Norjan viranomaisten toimittamiin tietoihin ja muihin julkisesti saatavilla oleviin tietoihin.

(74)

Jäljempänä esitettävässä analyysissä kaikissa laskelmissa käytetään nimellisiä lukuja (28).

(75)

Pareton katsauksessa mainittujen viiden vesivoimalaitoksen myyntihinnat olivat 1,66–1,74 Norjan kruunua tuotantokapasiteetin kilowattituntia kohden. Talousalan konsulttiyrityksen Econ Pöyryn laatimassa raportissa, jossa analysoidaan voimalaitosten myyntiä vuosina 1996–2005, keskimääräinen kauppa-arvo vuonna 2000 näyttää olevan jonkin verran korkeampi, arviolta noin 1,85 Norjan kruunua. Saman raportin mukaan vuonna 1999 saatiin sama arvioitu hinta. Sen vuoksi vertailuhinta näyttää olevan hieman korkeampi kuin Pareton katsauksen hinta. Koska Econ Pöyryn raportissa käytetään korkeampaa keskimääräistä kauppa-arvoa kuin Pareton katsauksessa, valvontaviranomainen käyttää analyysissään vaihteluväliä 1,70–1,80 Norjan kruunua.

(76)

Toinen huomioon otettava tekijä on se, miten hintoja on mukautettava verrattaessa pysyvää myyntiä ajallisesti rajattuun myyntiin 50,5 vuodeksi. Norjan viranomaiset ovat väittäneet, että asianmukainen mukautus on 10–15 prosenttia, joka perustuu 4 prosentin pääomituskertoimeen. Valvontaviranomainen katsoo, että pääomituskertoimen valinta on tiiviisti yhteydessä diskonttokoron valintaan nettonykyarvomallissa. DT:n raportissa käytetty nimellinen verojen jälkeinen diskonttokorko oli 6,8 prosenttia, kun taas AA:n raportissa se oli 7 prosenttia. On myös huomattava, että NVE on käyttänyt 6,5 prosentin korkoa arvioidessaan uusia vesivoimalaitoshankkeita (29). Omakustannuslaskentamallissa käytetään 6 prosentin korkoa (30). Valvontaviranomainen on edellä esitetyn perusteella sitä mieltä, että asianmukainen diskonttokorko ja näin ollen asianmukainen pääomituskorko verrattaessa pysyvää myyntiä ajallisesti rajattuun myyntiin on nimellismääräisesti 6–7 prosenttia verojen jälkeen. Tämän perusteella asianmukainen arvon mukautus pysyvän myynnin ja 50,5 vuoden ajaksi myynnin välillä ei ole Norjan viranomaisten esittämä 10–15 prosenttia vaan lähempänä 4–5 prosenttia.

(77)

Kolmas huomioon otettava tekijä on odotettavissa oleva sähkön tuleva markkinahinta. Kuten edellä on selitetty, tulevien sähkönhintojen ennakointi 50 vuotta eteenpäin tai sitäkin kauemmaksi tulevaisuuteen on erittäin vaikeaa. Edellä kuvailluissa arvonmääritysraporteissa, erityisesti AA:n ja DT:n raporteissa, sähkön markkinahinnan odotettiin nousevan tasaisesti noin 10–20 vuoden ajan, jonka jälkeen hintojen odotettiin pysyvän reaalimääräisesti vakaina (toisin sanoen ainoastaan inflaation mukaista nousua) (31). Tämä osoittaa, että kyseisenä ajankohtana markkinoilla vallitsevan yleisen käsityksen mukaan tulevat sähkönhinnat pysyisivät pitkällä aikavälillä reaalimääräisesti vakaina eivätkä ne enää nousisi (32). Valvontaviranomainen olettaa, että sama epävarmuus tulevista sähkönhinnoista koski kaikkia markkinatoimijoita, myös niitä, jotka ostivat ja myivät voimalaitoksia saman ajanjakson aikana kuin oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön myytiin. Näin ollen ei ole mitään syytä olettaa, että eri markkinatoimijoilla on käytettävissään merkittävästi erilaiset tiedot odotetuista markkinahinnoista.

(78)

Kun tulojen sijasta tarkastellaan kustannuksia, Norjan viranomaisten esittämä vertailu koskee tilannetta, jossa lähtevät rahavirrat kilowattituntia kohti pysyvän myynnin ja käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnin tapauksessa eroavat toisistaan 0,05 Norjan kruunulla, sillä odotettavissa oleva käyttöoikeussopimuksen mukainen hinta on noin 0,10 Norjan kruunua ja toimintakustannukset, uudelleeninvestoinnit mukaan lukien, ovat noin 0,05 Norjan kruunua.

(79)

Ministeriön vahvistaman käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan osalta Narvikin ja NEAS:n käyttämät konsultit odottivat hintojen pysyvän reaalimääräisesti suhteellisen vakaina eli odotettavissa ei ollut merkittäviä tehokkuusetuja eikä suurta epävakautta kustannuspohjassa. Periaatteessa ministeriön vahvistaman käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan odotettiin nousevan inflaation mukaisesti (33). Käytettävissä olevien tietojen perusteella valvontaviranomainen on sitä mieltä, että varovainen sijoittaja olisi tehnyt saman oletuksen. Sen vuoksi valvontaviranomainen olettaa, että omakustannushintaan myydyn käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinta ei muuttuisi merkittävästi lisäanalyysissa. Nämä kustannukset muodostavat merkityksellisen lähtevän rahavirran laskettaessa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön arvoa (34).

(80)

Koska markkinoilla on useita muuttujia, jotka voivat vaikuttaa käteiskulujen määrään ajan mittaan, 0,05 Norjan kruunun lukua, joka sisältää sekä toiminta- että uudelleeninvestointikustannukset, on arvioitava sen eri osien perusteella.

(81)

Ensinnäkin on selvää, että voimalaitoksella on tietty määrä yleisiä toiminta- ja ylläpitokustannuksia. Oletuksena on, että vesivoimalaitoksen toiminta- ja ylläpitokustannukset ovat yleensä suhteellisen alhaiset ja pysyvät 0,02–0,05 Norjan kruunun välillä kilowattituntia kohti (35). Tätä tukevat kustannustiedot, joita käytettiin määritettäessä ministeriön vahvistama hinta. Vuonna 2000 tämän mallin mukainen korvaus toiminta- ja ylläpitokustannuksista oli 0,267 Norjan kruunua kilowattituntia kohti.

(82)

Myös muut lähtevät rahavirrat ovat merkityksellisiä laskettaessa nettonykyarvoa. Ministeriön hintalaskelmassa vuodelta 2000 korvaus veroista oli 0,021 Norjan kruunua. Tietyltä voimalaitokselta todellisuudessa peritty vero riippuu tietysti voitoista, mutta ottaen huomioon, että ministeriön vahvistaman hinnan on tarkoitus edustaa tavanomaisten voimalaitosten keskimääräisiä kustannuksia Norjassa, on kohtuullista olettaa, että verokustannukset ovat noin 0,02 Norjan kruunua kilowattituntia kohti.

(83)

Viimeisen osan lähteviä rahavirtoja nettonykyarvossa muodostavat uudelleeninvestointikustannukset, jotka riippuvat ratkaisevasti voimalaitoksen uudelleeninvestointitarpeiden ajoituksesta ja suuruudesta. Valvontaviranomaisella on se käsitys, että kirjanpitotarkoituksessa vesivoimalaitoksen taloudellinen käyttöikä on 40 vuotta (36), mutta sen tosiasiallinen käyttöikä voi olla pidempi. Uudelleeninvestointien määrä on monissa tapauksissa merkittävä, ja sen vuoksi käteiskulujen ajoituksella on suuri merkitys laskettaessa nettonykyarvoa, kuten myös Norjan viranomaiset totesivat. Jos uudelleeninvestoinnit tapahtuvat laskentajakson alussa, nettonykyarvo laskee huomattavasti enemmän kuin jos uudelleeninvestoinnit toteutetaan myöhemmin laskentajaksolla. Norjan viranomaiset eivät kuitenkaan ole toimittaneet valvontaviranomaiselle tietoja niiden vuosina 1999 ja 2000 myytyjen vesivoimalaitosten uudelleeninvestointitarpeista, joita ne käyttävät vertailunsa perustana. Valvontaviranomainen toteaa, että nämä tiedot eivät todennäköisesti ole helposti saatavilla niiden iän ja oletettavasti arkaluonteisen luonteen vuoksi.

(84)

Kun kyseisten vesivoimalaitosten hinnat mukautetaan siten, että niissä otetaan huomioon edellä mainitut erot (ajanjakso ja kustannusperusta), Norjan viranomaiset väittävät, että 1,66–1,74 Norjan kruunun hinta kilowattituntia kohti on verrattavissa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hintaan, joka on noin 1,00 Norjan kruunua kilowattituntia kohti (37). Kuten edellä selitettiin, valvontaviranomaisen käytettävissä olevien tietojen mukaan keskimääräinen kauppahinta vuosina 1999 ja 2000 oli hieman korkeampi kuin tämä vaihteluväli (noin 1,85 Norjan kruunua). Sen vuoksi valvontaviranomainen vertaa vaihteluväliä 1,70–1,80 Norjan kruunua kilowattituntia kohti Narvikin saamaan 1,00 Norjan kruunun hintaan.

(85)

Ensimmäisenä mukautuksena pysyvästä myynnistä saadut hinnat olisi tehtävä vertailukelpoisiksi 50,5 vuoden sopimuksen kanssa. Valvontaviranomainen on käyttänyt 6 prosentin pääomituskerrointa, mikä pienentää pysyvän myynnin arvoja noin 5,5 prosenttia. Sen vuoksi voimalaitosten myynnistä saadut hinnat vaihtelevat välillä 1,61–1,70 Norjan kruunua. Käyttöoikeussopimuksen mukaisten hintojen ja voimalaitoksen toimintakustannusten nettorahavirtojen välisen 0,61–0,70 Norjan kruunun eron kilowattituntia kohti olisi selitettävä ero, jotta markkinataloussijoittajatestin vaatimukset täyttyisivät ja tuki voitaisiin sulkea pois.

(86)

Kokonaistoimintakustannusten on arvioitu olevan 0,02–0,05 Norjan kruunua kilowattituntia kohti lisättynä arviolta 0,02 Norjan kruunulla kilowattituntia kohti veroina, jolloin päästään 0,04–0,07 Norjan kruunuun kilowattituntia kohti. Lisäksi on otettava huomioon uudelleeninvestoinnit, joiden taloudellinen vaikutus riippuu niiden ajoituksesta ja suuruudesta ja on sen vuoksi vaikea määrittää.

(87)

Tämän huomioon ottaen valvontaviranomainen on tehnyt herkkyysanalyysin, joka koskee käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön (128 gigawattituntia) (38) myyntiä 50,5 vuoden ajan. Valvontaviranomainen on testannut kustannusten ja diskonttokorkojen eri yhdistelmiä, joissa nimelliset verojen jälkeiset diskonttokorot vaihtelevat 5,5 prosentista 7,5 prosenttiin ja kokonaistoimintakustannukset ovat 0,05–0,09 Norjan kruunua kilowattituntia kohti, kuten seuraavasta taulukosta käy ilmi.

(88)

Kun toimintakustannukset ovat 0,09 Norjan kruunua ja diskonttokorko on 5,5–7,5 prosenttia tai kun toimintakustannukset ovat 0,08 Norjan kruunua ja diskonttokorko vähintään 7,5 prosenttia, tulokset jäävät alle 0,61–0,70 Norjan kruunun vaihteluvälin. Näissä skenaarioissa käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön hinnan ja toimintakustannusten välinen ero on niin pieni, että eron nettonykyarvo ei selitä vesivoimalaitosten pysyvässä myynnissä saatujen korkeampien hintojen eroa. Tämä koskee kuitenkin ainoastaan tilanteita, joissa toimintakustannukset, uudelleeninvestointikustannukset mukaan lukien, ovat 60–80 prosenttia korkeammat kuin Norjan viranomaisten esittämät kustannusarviot.

(89)

Valvontaviranomainen on arvioinut Norjan viranomaisten toimittamien tietojen perusteella, antoiko Narvikin NEAS:n kanssa tekemä sopimus etua jälkimmäiselle. Valvontaviranomainen on todennut, että esitetyillä neljällä asiantuntija-arviolla ei ole suurta merkitystä. Sähkönhintojen kehitykseen liittyy pitemmällä aikavälillä useita epävarmuustekijöitä. Pitkäaikaiset sähkönhankintasopimukset ilman hinnantarkistuslausekkeita ovat epätavallisia.

(90)

Ei ole myöskään ilmeistä, että voimalaitosten myyntiä voidaan sellaisenaan verrata käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myyntiin, koska pysyvä myynti on lopullinen ratkaisu, jonka osalta on arvioitava ajallisesti rajoittamatonta tai tulevaa arvoa koskeva riski. Näin ei ole käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnissä, jonka yhteydessä sopimuksen optimaalinen pituus voi riskin ja arvon kannalta olla erilainen.

(91)

Valvontaviranomainen on kuitenkin ottanut huomioon tapauksen erityisolosuhteet, kuten sen, että Narvik kärsi tappioita käyttöoikeussopimuksen mukaisen sähkön myynnissä juuri ennen 50,5 vuoden pituisen sopimuksen tekemistä NEAS:n kanssa, ja sen, että kunta tarvitsi likviditeettiä voidakseen maksaa velkansa ja tehdä suunnitellut investoinnit NEAS:ään.

(92)

Näiden erityisolosuhteiden vuoksi valvontaviranomainen hyväksyy perustelun, jonka mukaan kyseistä liiketoimea voidaan erittäin pitkästä kestostaan ja sähkön tulevien hintojen epävarmuudesta huolimatta verrata vesivoimalaitosten myyntiin vuosina 1999 ja 2000. Näin ollen valvontaviranomainen hyväksyy tässä nimenomaisessa tapauksessa, että myytyjen vesivoimalaitosten hinnat ovat asianmukainen vertailukohta markkinahinnalle myytäessä oikeus käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön pitkäksi aikaa. Norjan viranomaisten valvontaviranomaiselle esittämän näytön ja asian kannalta merkityksellisiä eroja koskevien selitysten perusteella vaikuttaa siltä, että Narvikin saamaa hintaa voidaan verrata voimalaitosten myyntihintoihin vuosina 1999 ja 2000.

(93)

Näiden tietojen perusteella valvontaviranomainen on kaiken kaikkiaan tullut siihen tulokseen, että tehdessään NEAS:n kanssa sopimuksen, jonka mukaan Narvik myy oikeutensa käyttöoikeussopimuksen mukaiseen sähköön NEAS:lle, Narvik käytti harkintavaltaansa markkinataloussijoittajan tavoin.

(94)

Sen vuoksi sopimuksen ei voida katsoa antavan etua NEAS:lle ja näin ollen siihen ei sisälly ETA-sopimuksen 61 artiklassa tarkoitettua valtiontukea,