19.12.2013   

RO

Jurnalul Oficial al Uniunii Europene

L 343/63

(1)

Prin scrisoarea din 7 ianuarie 2009, împotriva municipalității Narvik (denumită în continuare „Narvik”) a fost depusă o plângere având ca obiect vânzarea către întreprinderea Narvik Energi AS (denumită în continuare „NEAS”) a drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de Narvik. Scrisoarea a fost primită și înregistrată de Autoritate la 14 ianuarie 2009 (2). Prin scrisoarea din 16 iulie 2009 (3), Autoritatea a solicitat informații suplimentare din partea autorităților norvegiene. Prin scrisoarea din 2 octombrie 2009 (4), autoritățile norvegiene au răspuns la solicitarea de informații.

(2)

La 14 decembrie 2011, Autoritatea a inițiat procedura prevăzută la articolul 1 alineatul (2) din partea I a Protocolului 3 la Acordul privind Autoritatea de Supraveghere și Curtea de Justiție, prin adoptarea Deciziei nr. 393/11/COL (denumită în continuare „Decizia 393/11/COL”). Prin scrisoarea din 23 februarie 2012 (5), autoritățile norvegiene au furnizat observații privind decizia.

(3)

La 26 aprilie 2012, Decizia a fost publicată în Jurnalul Oficial al Uniunii Europene și în suplimentul SEE la acesta (6). Prin e-mailul din 25 mai 2012 (7), Autoritatea a primit observații de la o parte interesată. Prin e-mailul din 28 iunie 2012 (8), Autoritatea a înaintat observațiile respective autorităților norvegiene. Prin scrisoarea din 30 noiembrie 2012 (9), autoritățile norvegiene au prezentat informații suplimentare.

(4)

Reclamantul susține că Narvik, prin încheierea unui contract cu NEAS pentru vânzarea anuală a 128 GWh de energie electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani, și-a vândut drepturile de cumpărare a energiei electrice din concesiune la un preț semnificativ inferior prețului de piață, acordând astfel întreprinderii NEAS ajutor de stat ilegal.

(5)

De asemenea, reclamantul afirmă că decizia de a încheia contractul a fost adoptată de consiliul municipal Narvik pe baza unor informații incorecte și/sau incomplete. Se afirmă că rapoartele experților care critică durata contractului și dificultățile inerente în stabilirea unui preț de piață pentru energia electrică nu au fost comunicate consiliului municipal înainte de adoptarea deciziei de încheiere a contractului.

(6)

În Norvegia, în general, pentru exploatarea hidrocentralelor mai mari este necesară o concesiune. Centralele care dețin concesiuni pentru exploatarea cascadelor au obligația de a vinde un anumit volum din producția lor anuală municipalității pe raza căreia sunt situate. Volumul de energie electrică pe care are dreptul să îl cumpere municipalitatea este denumit energie electrică din concesiune. Sistemul energiei electrice din concesiune este prevăzut în secțiunea 2 punctul 12 din Legea privind acordarea licențelor industriale (10) și în secțiunea 12 punctul 15 din Legea privind reglementarea cascadelor (11).

(7)

Argumentul legislativ este că ar trebui să se asigure alimentarea suficientă a municipalităților cu energie electrică la un preț echitabil; astfel, volumul de energie electrică din concesiune este determinat pe baza necesităților generale de alimentare cu energie electrică ale fiecărei municipalități (12) și poate atinge zece la sută din producția anuală a unei centrale. Cu toate acestea, nu există restricții impuse exploatării energiei electrice din concesiune de către municipalități. Prin urmare, municipalitățile pot utiliza, vinde sau distribui energia, după cum consideră adecvat.

(8)

Drepturile la energia electrică din concesiune nu presupun că municipalitățile au obligația de a cumpăra energia electrică din concesiune. În general, pentru concesiunile anterioare anului 1983, se aplică avertismentul conform căruia, atunci când decide să nu își exercite dreptul la energia electrică din concesiune, municipalitatea pierde acest drept pe viitor.

(9)

Legislația definește două regimuri de stabilire a prețurilor pentru energia electrică din concesiune; primul se aplică pentru concesiunile acordate înainte de 10 aprilie 1959, iar al doilea pentru concesiunile acordate la 10 aprilie 1959 sau mai târziu.

(10)

Pentru concesiunile acordate înainte de 10 aprilie 1959, prețul energiei electrice din concesiune se calculează ca funcție a prețului de cost caracteristic fiecărei centrale electrice, la care se adaugă o primă de 20 %. Acest model încă se aplică concesiunilor acordate înainte de 10 aprilie 1959 și este denumit în continuare modelul „prețului de cost”. Energia electrică din concesiune vândută în conformitate cu acest model de stabilire a prețurilor este denumită în continuare „energia electrică din concesiune vândută la prețul de cost”.

(11)

Pentru concesiunile acordate după 10 aprilie 1959, prețul de concesiune este stabilit de Ministerul Energiei și Petrolului pe baza costului mediu pentru un eșantion reprezentativ de hidrocentrale din întreaga țară. Această metodă de stabilire a prețurilor este denumită în continuare metoda „prețului stabilit de minister”. Energia electrică din concesiune vândută în conformitate cu acest model de stabilire a prețurilor este denumită în continuare „energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister”.

(12)

Legea privind acordarea licențelor industriale prevede că drepturile municipalităților la energia electrică din concesiune pot fi aduse în atenția Direcției pentru Resurse de Apă și Energie din Norvegia („NVE”) pentru a fi reevaluate după o perioadă de 20 de ani de la acordarea concesiunii (13). Autoritățile norvegiene au explicat că, deși procesul de reevaluare poate conduce la o ajustare de către NVE a volumului de energie electrică din concesiune, acesta nu poate determina modificări substanțiale ale drepturilor municipalităților la energia electrică din concesiune. Termenul de reevaluare pentru majoritatea drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de municipalitatea Narvik este anul 2019.

(13)

Municipalitățile suportă costurile de alimentare a rețelei cu energia electrică din concesiune.

(14)

Anual, Narvik are dreptul la o cantitate totală de energie electrică din concesiune de aproximativ 128 GWh, din care aproximativ 116,3 GWh este evaluată conform metodei prețului stabilit de minister, iar restul de aproximativ 11,7 GWh este evaluată conform metodei prețului de cost. Autoritățile norvegiene au explicat că, în 2000, prețul stabilit de minister a fost de aproximativ 0,10 NOK, iar prețul de cost relevant pentru Håkvik și Nygård în același an s-a situat în intervalul 0,14 – 0,178 NOK.

(15)

NEAS este situată în municipalitatea Narvik din districtul Nordland și este o întreprindere care produce și comercializează energie electrică. Până în 2001, NEAS a fost deținută în proporție de 100 % de către municipalitatea Narvik. În 2001, Narvik a vândut un procent de 49,99 % din acțiunile sale către două întreprinderi care furnizează energie electrică, Vesterålskraft AS și Hålogalandskraft AS.

(16)

Ca urmare a fuziunii din 2006 și a schimbării denumirii din 2009, în prezent, NEAS face parte din întreprinderea Nordkraft AS („Nordkraft”).

(17)

Până la sfârșitul anului 1998, Narvik a vândut întreprinderii NEAS dreptul său anual la o cantitate aproximativă de 128 GWh de energie electrică din concesiune în temeiul contractelor pe termen scurt sau pe termen lung. Cu toate acestea, la începutul anului 1999, deoarece nu a ajuns la un acord cu NEAS, Narvik și-a vândut energia electrică din concesiune la bursa de energie electrică la prețul pe piața la vedere.

(18)

În martie 1999, municipalitatea a organizat o procedură de licitație pentru vânzarea energiei sale electrice din concesiune pentru perioada rămasă din 1999. La 30 martie 1999, Narvik a încheiat un contract cu ofertantul care a oferit cel mai mare preț, Kraftinor AS. Prețul a fost de 109,50 NOK/MWh. Având în vedere că a plătit 111,10 NOK/MWh plus costuri de alimentare de 20 NOK/MWh pentru energia electrică din concesiune, Narvik a înregistrat pierderi de aproximativ 2,3 milioane de NOK în temeiul contractului respectiv. Inițial, Narvik preconizase un excedent de 3,5 milioane NOK.

(19)

La 19 octombrie 1999, comitetului executiv al consiliului municipal („comitetul executiv”) a recomandat consiliului municipal ca obiectivul general pentru manipularea energiei electrice din concesiune deținute de municipalitate să fie maximizarea randamentului pe termen lung pentru a obține un orizont de planificare stabil. Strategia propusă pentru realizarea acestui obiectiv a cuprins patru elemente:

(20)

Consiliul municipal a confirmat recomandarea comitetului executiv, cu o singură ajustare, sugerată de primar și confirmată printr-o modificare a strategiei: în loc ca primarul să fie împuternicit în mod explicit „să încheie acorduri în conformitate cu strategia stabilită de consiliul municipal”, decizia finală prevede că „într-o primă etapă în realizarea acestei strategii, întreprinderea NEAS este invitată să discute interesul său în acest aspect, astfel cum a fost evidențiat în scrisoarea sa din 9 noiembrie adresată municipalității.”

(21)

Scrisoarea din partea NEAS din 9 noiembrie 1999 a pus sub semnul întrebării strategia propusă de a vinde energia electrică din concesiune în temeiul a diferite contracte încheiate pe diferite perioade contractuale pentru diversificarea riscului. În schimb, NEAS a sugerat încheierea unui contract pe termen lung („de exemplu, pe o perioadă de 50 de ani”) și a fost dispusă să includă o clauză de ajustare a prețurilor în contractul cu Narvik.

(22)

De asemenea, în scrisoarea din 15 aprilie 1999, NEAS și-a exprimat interesul pentru încheierea unui contract pe termen lung în ceea ce privește energia electrică din concesiune, în primul rând, prin intermediul unei achiziții cu plata în avans a unei sume forfetare, sau, alternativ, prin intermediul unei închirieri pe termen lung – inițial, sugerată pe o perioadă de 60 de ani – cu plăți anuale către Narvik.

(23)

În afară de problema energiei electrice din concesiune, au existat, de asemenea, dezbateri privind viitorul rol al întreprinderii NEAS pe piață și rolul municipalității Narvik în calitate de proprietar al NEAS.

(24)

Potrivit autorităților norvegiene, la momentul respectiv, NEAS supraveghea consolidarea extinsă la nivel regional în rândul întreprinderilor care furnizează energie electrică și intrarea operatorilor naționali/internaționali pe piețele locale. NEAS avea nevoie să își consolideze baza de capitaluri proprii pentru a achiziționa acțiuni în cadrul altor întreprinderi furnizoare de energie electrică, în special în cadrul Nordkraft AS. De asemenea, NEAS semnase scrisori de intenție cu Hålogaland Kraft AS și cu Vesterålskraft AS în vederea înființării unei întreprinderi regionale de producere a energiei electrice și a unei întreprinderi regionale de transport a energiei. Schimbările au fost planificate să intre în vigoare începând cu 1 ianuarie 2001. Pentru ca NEAS să fie în măsură să finalizeze tranzacțiile utilizând o combinație de capital propriu și capital împrumutat, Narvik – proprietarul unic al NEAS – urma să injecteze capital propriu suplimentar în NEAS.

(25)

În cadrul unei reuniuni a consiliului municipal din 16 decembrie 1999, s-a decis că participația municipalității în cadrul NEAS, necesitățile de capital ale întreprinderii și manipularea energiei electrice din concesiune ar trebui să fie evaluate în comun de către o echipă de negociere formată din primar, viceprimar, liderul opoziției, precum și directorul, directorul adjunct și directorul departamentului de achiziții al administrației municipalității („echipa de negociere”).

(26)

NEAS a comandat două rapoarte din partea întreprinderilor Arthur Andersen („AA”) și Deloitte & Touche („DT”) pentru a determina valoarea energiei electrice din concesiune vândută la prețul stabilit de minister. Raportul întocmit de AA aplică o metodologie bazată pe valoarea actualizată netă („VAN”), dar nu descrie foarte detaliat ipotezele subiacente. Raportul elaborat de DT utilizează, de asemenea, o metodologie bazată pe VAN, însă depășește raportul AA în ceea ce privește nivelul de explicații oferite în privința ipotezelor și a calculelor relevante. De exemplu, raportul DT explică detaliat modul în care este determinat randamentul necesar pe baza modelului de stabilire a valorii activelor de capital („CAPM”) și modul în care este determinat costul mediu ponderat al capitalului („WACC”). De asemenea, analiza conține o descriere detaliată a modalității de calcul al prețului de concesiune și include o analiză a sensibilității bazată pe schimbările treptate atât ale prețului energiei electrice, cât și ale WACC.

(27)

Narvik a comandat două rapoarte din partea Danske Securities („DS1” și „DS2”). Primul raport, DS1, a fost comandat întreprinderii Danske Securities pentru a evalua dacă municipalitatea ar trebui sau nu să își vândă drepturile la energia electrică din concesiune pe piață sau să le transfere întreprinderii NEAS. În DS1, Danske Securities a furnizat, din proprie inițiativă, o estimare a valorii drepturilor la energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50 de ani. În afară de prezentarea ipotezelor formulate pentru evoluțiile viitoare ale prețurilor la energia electrică, Danske Securities a oferit orientări limitate privind modalitatea de calcul a valorii drepturilor la energia electrică din concesiune.

(28)

În DS2, Danske Securities a solicitat așteptările în materie de prețuri și de costuri din partea a 3 operatori de piață: CBF Kraftmegling AS („CBF”), Norwegian Energy Brokers AS („NEB”) și Statkraft SF („Statskraft”). Pe baza așteptărilor, Danske Securities a calculat o valoare de piață estimată a drepturilor la energia electrică din concesiune. Așteptările formulate de CBF au avut drept rezultat o estimare a scenariului de bază de 127 de milioane NOK. Așteptările formulate de NEB au avut drept rezultat o estimare a scenariului de bază de 75 de milioane NOK. Având în vedere faptul că NEB nu își adaptase la inflație așteptările în materie de prețuri și de costuri, Danske Securities a subliniat că nu consideră credibile așteptările prezentate de NEB. Așteptările formulate de Statkraft au avut drept rezultat o estimare situată în intervalul 115-140 de milioane NOK. Pe baza celor trei evaluări ale valorii, Danske Securities a concluzionat că VAN estimată a drepturilor la energia electrică din concesiune va fi cuprinsă între 100 și 140 de milioane NOK.

(29)

Cele patru rapoarte sunt prezentate sintetic în tabelul de mai jos. În cele ce urmează, rapoartele sunt denumite în mod colectiv „cele patru rapoarte”.

(30)

În plus față de consultanța externă, directorul departamentului de achiziții al municipalității Narvik a efectuat propriile evaluări.

(31)

În prima evaluare prezentată comitetului executiv în octombrie 1999, acesta a concluzionat că exista un risc global ridicat pentru municipalitate în cazul contractelor pe termen lung definite pe o perioadă contractuală cuprinsă între 10 și 40 de ani.

(32)

În a doua evaluare, prezentată echipei de negociere la 16 martie 2000, au fost discutate diferite opțiuni pentru manipularea energiei electrice din concesiune. Cu toate acestea, până la data respectivă, echipa de negociere își restrânsese deja domeniul de aplicare a mandatului, astfel încât să evalueze numai riscurile, momentul de decontare, implicațiile fiscale și maximizarea profitului pentru trei scenarii (toate implicând transferarea către NEAS a dreptului la energia electrică din concesiune deținut de Narvik pe o perioadă de 50 de ani și reducerea participației municipalității în cadrul NEAS). Fără a aduce atingere acestui aspect, în cea de-a doua evaluare a sa, directorul departamentului de achiziții a continuat să se axeze pe importanța perioadei contractuale. Evaluarea sa privind valoarea marginală în timp a dreptului la energia electrică din concesiune prevedea că „…încheierea unui contract pe o perioadă foarte lungă de timp, cum ar fi 50 de ani, oferă o valoare adăugată foarte scăzută pentru noi, în calitate de vânzători, în comparație cu un contract cu o perioadă contractuală mai scurtă (de exemplu, 20 de ani cu 83 de milioane NOK).”

(33)

În urma discuțiilor la nivel intern privind avantajele și dezavantajele unui contract pe termen lung, echipa de negociere a formulat recomandarea adresată Consiliului municipal, în cadrul căreia a recomandat un contract cu o durată de 50,5 ani ca fiind adecvat pentru a reduce riscul municipalității și pentru a oferi un orizont de planificare pe termen lung.

(34)

NEAS a încercat să achiziționeze numai 116,3 GWh din energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister. Cu toate acestea, în cadrul negocierilor purtate cu întreprinderea, Narvik a insistat ca drepturile sale la energia electrică din concesiune să fie cumpărate în totalitate, prin urmare, cantitatea de 11,7 GWh de energie electrică din concesiune vândută la prețul de cost să fie vândută împreună cu energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister.

(35)

În mai 2000, părțile au fost de acord în cele din urmă să încheie acordul pentru întreaga cantitate de 128 GWh de energie electrică din concesiune, iar NEAS să plătească 120 de milioane NOK pentru energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister și 6 milioane de NOK pentru energia electrică din concesiune vândută la prețul de cost.

(36)

La 25 mai 2000, Consiliul municipal a hotărât în mod oficial că municipalitatea ar trebui să vândă întreprinderii NEAS dreptul său anual la 128 GWh din energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani pentru suma de 126 de milioane NOK.

(37)

La 16 octombrie 2000, Narvik și NEAS au formalizat acordul prin semnarea contractului prin care Narvik a vândut dreptul la energia electrică din concesiune în condițiile descrise mai sus. În contract nu a fost inclus niciun mecanism de ajustare a prețului, iar suma de bani urma să fie plătită în avans, sub forma unei sume forfetare.

(38)

La 29 noiembrie 2000, Narvik și NEAS au semnat un acord suplimentar prin care NEAS, pentru achiziționarea dreptului la energia electrică din concesiune, s-a angajat să plătească municipalității Narvik 60 de milioane NOK în numerar, iar restul de 66 de milioane NOK sub formă de contribuție în natură la capitalul propriu injectat în NEAS (la momentul respectiv, deținută în proporție de 100 % de către municipalitate).

(39)

În 2001, Narvik a cesionat 49,99 % din acțiunile sale din cadrul NEAS întreprinderilor Vesterålskraft AS și Hålogalandskraft AS.

(40)

Autoritățile norvegiene sunt de părere că contractul cu NEAS a fost încheiat în condițiile pieței. În primul rând, acestea subliniază că acordul a fost încheiat deoarece situația financiară a municipalității Narvik era deosebit de tensionată și era nevoie de capital lichid. În al doilea rând, a fost necesară recapitalizarea NEAS pentru a restructura întreprinderea în vederea înființării unei întreprinderi regionale mai extinse. În sfârșit, la momentul încheierii contractului, municipalitatea înregistra pierderi în urma vânzării energiei electrice din concesiune, întrucât prețul energiei electrice din concesiune era mai mare decât prețul obținut pe piață. Cu titlu de exemplu, în perioada aprilie 1999 – decembrie 1999, Narvik a înregistrat pierderi în valoare de 2,3 milioane NOK din vânzarea energiei electrice din concesiune.

(41)

În ceea ce privește problema riscurilor de reglementare, autoritățile norvegiene au explicat că NEAS suportă toate riscurile. Acestea susțin că probabil va exista un risc de cantitate redusă mai degrabă decât unul de cantitate crescută de energie electrică din concesiune, care ar reduce probabilitatea ajutorului.

(42)

Autoritățile norvegiene declară că valoarea de referință a pieței adecvată pentru acordul pe o perioadă de 50,5 ani este vânzarea permanentă a unei centrale electrice și că, ajustate în funcție de diferențele relevante, prețurile obținute de NEAS au fost în conformitate cu nivelurile prețurilor pentru vânzarea de centrale electrice din aceeași perioadă.

(43)

Pentru datele privind prețurile de vânzare a centralelor electrice din anul 2000, autoritățile norvegiene fac referire la o așa-numită analiză în timp real a pieței de energie electrică pentru anul 2000 realizată prin Pareto („analiza Pareto”). Reiese din analiza respectivă că prețurile de piață pentru centralele electrice vândute în 2000 au variat între 1,64 NOK și 1,77 NOK per kWh din capacitatea anuală de producție. Vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de Narvik reprezintă echivalentul a aproximativ 1,00 NOK per kWh din capacitatea anuală de producție. Potrivit autorităților norvegiene, diferența dintre aceste cifre poate fi explicată de următorii factori.

(44)

În primul rând, în 2000, costurile tipice de exploatare, care includ reinvestirea continuă (fără depreciere), pentru o centrală electrică mai nouă erau de aproximativ 0,05 NOK per kWh pe an (plus costurile de alimentare). Plata continuă preconizată de către NEAS era dublă; aproximativ 0,10 NOK per kWh pe an (plus costurile de alimentare) pentru energia electrică din concesiune vândută la prețul stabilit de minister și între 0,14 NOK și 0,178 NOK per kWh (plus costurile de alimentare) pe an pentru energia electrică din concesiune acordată înainte de 10 aprilie 1959. În anul 2000, prețul de piață preconizat era de aproximativ 0,12 NOK per kWh. Prin urmare, scenariul din 2000 ar conduce la un profit net de 0,07 NOK per kWh pentru un proprietar de centrală, în comparație cu 0,02 NOK per kWh pentru energia electrică din concesiune. La momentul încheierii contractului, prețul estimat pentru anul 2010 era de 0,20 NOK. Pe baza estimării, scenariul pentru 2010 ar conduce la un profit net de 0,15 NOK per kWh pentru un proprietar de centrală, în comparație cu 0,10 NOK per kWh pentru energia electrică din concesiune.

(45)

În al doilea rând, autoritățile norvegiene susțin că prețurile pentru vânzarea celor cinci centrale electrice din analiza Pareto trebuie să fie reduse cu aproximativ 10-15 % atunci când se aplică o rată de capitalizare de 4 % pentru a compensa diferența dintre capitalizarea pe o durată de timp infinită (factor de capitalizare de 25) și capitalizarea pe o perioadă de 50 de ani (factor de capitalizare de 21,48).

(46)

În continuare, autoritățile norvegiene susțin că primii ani au cel mai mare impact asupra calculului VAN, iar costurile ridicate ale reinvestirii aferente proprietății survin, de regulă, într-o etapă ulterioară, influențând, prin urmare, foarte puțin reducerea VAN în calculul acesteia.

(47)

Ținând seama de acest aspect, autoritățile norvegiene afirmă că există o legătură strânsă între, pe de o parte, vânzările de centrale electrice la prețuri de aproximativ 1,64 – 1,77 NOK per kWh din capacitatea anuală de producție și, pe de altă parte, chiriile (plata pentru accesul la electricitate pe o perioadă de 50,5 ani) de aproximativ 1,00 NOK per kWh de energie electrică din concesiune.

(48)

Prin urmare, autoritățile norvegiene susțin că o comparație care face ajustări în funcție de acești factori demonstrează că prețul plătit de NEAS pentru energia electrică din concesiune era comparabil cu prețul corespunzător vânzării centralelor electrice din aceeași perioadă și adaugă faptul că concluzia privind nivelul prețurilor este susținută de raportul DT și de cele două rapoarte DS întocmite înainte de încheierea acordului privind energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani.

(49)

Făcând trimitere la Orientările Autorității pentru elementele ajutorului de stat în vânzările de terenuri și clădiri de către autoritățile publice („SOL”) (16), autoritățile norvegiene susțin că o procedură de licitație competitivă și necondiționată este doar una dintre metodele recunoscute de Autoritate pentru a determina prețurile de piață pentru vânzarea activelor publice. Autoritățile norvegiene subliniază că, în cadrul SOL, Autoritatea recunoaște, de asemenea, faptul că un preț de piață care nu implică niciun ajutor poate fi stabilit pe baza evaluării unui expert independent. Autoritățile norvegiene observă că raportul DT și cele două rapoarte DS au fost livrate înainte de încheierea contractului pentru perioada de 50,5 ani. Cel de-al doilea raport DS a determinat valoarea pe baza „cercetării directe a pieței”, care, potrivit autorităților norvegiene, a avut ca rezultat efectuarea unui test de piață similar cu cel al unei proceduri de licitație. De asemenea, autoritățile norvegiene constată faptul că prețul final s-a încadrat la nivelul superior al celor trei evaluări.

(50)

În continuare, autoritățile norvegiene susțin că decizia neincluderii unei clauze de ajustare a prețurilor a fost adecvată, întrucât prețul de achiziție a fost plătit sub formă de sumă forfetară, și nu în mod continuu. Autoritățile norvegiene susțin că, inițial, vânzarea a fost efectuată – parțial în numerar și parțial sub formă de contribuție în natură – într-o manieră similară cu vânzarea permanentă a unei centrale electrice, prin urmare, includerea unui mecanism de ajustare a prețului este „nefirească și foarte neobișnuită”. În plus, autoritățile norvegiene afirmă că, în temeiul modelului contribuției în natură, probabil că o ajustare ulterioară ar fi fost, de asemenea, ilegală în conformitate cu dispozițiile prevăzute de Legea privind societățile cu răspundere limitată (17).

(51)

O singură parte terță, NEAS (în prezent Nordkraft), a prezentat observații privind Decizia 393/11/COL. Observațiile formulate de NEAS sunt, în esență, în concordanță cu opiniile autorităților norvegiene.

(52)

Articolul 61 alineatul (1) din Acordul privind SEE prevede următoarele:

„Cu excepția cazului în care se prevede altfel în prezentul acord, orice ajutor acordat de statele membre ale CE, statele AELS sau din resurse de stat, în orice formă, care denaturează sau amenință să denatureze concurența prin favorizarea anumitor întreprinderi sau a producției anumitor mărfuri este incompatibil cu funcționarea prezentului acord, în măsura în care afectează comerțul dintre părțile contractante.”

(53)

Rezultă din această dispoziție că, pentru ca ajutoarele de stat să fie prezente, măsura trebuie să confere un avantaj economic beneficiarului. În cele ce urmează, Autoritatea evaluează aspectele legate de existența unui astfel de avantaj economic în cazul de față.

(54)

Curtea de Justiție a Uniunii Europene a precizat că, pentru a confirma dacă o măsură de stat constituie ajutor, este necesar să se stabilească dacă întreprinderea beneficiară dispune de un avantaj economic pe care nu l-ar fi obținut în condiții normale de piață (18). Pentru a evalua prezența unui avantaj economic, Autoritatea va aplica principiul investitorului (ipotetic) în economia de piață (19).

(55)

În cazul în care tranzacția în cauză a fost efectuată în conformitate cu principiul investitorului în economia de piață, și anume, în cazul în care municipalitatea a vândut drepturile la energia electrică din concesiune la valoarea de piață a acestora, iar prețul și condițiile tranzacției ar fi fost acceptabile pentru un investitor privat prudent care operează într-o economie de piață, tranzacția nu ar conferi NEAS un avantaj economic, prin urmare, nu ar implica acordarea unui ajutor de stat. Dimpotrivă, ajutorul de stat ar putea fi implicat în cazul în care tranzacția nu este realizată la prețul de piață.

(56)

În realizarea evaluării, Autoritatea nu poate substitui aprecierea comercială a municipalității Narvik cu cea proprie, ceea ce presupune că municipalitatea, în calitate de proprietar al drepturilor la energia electrică din concesiune, beneficiază de o marjă de apreciere în ceea ce privește alegerea modului în care operează în condiții normale de concurență.

(57)

Evaluarea prețului și a condițiilor contractuale între municipalitate și NEAS ar trebui să se bazeze pe informațiile aflate la dispoziția Narvik la momentul încheierii contractului. În general, o evaluare ex ante în cunoștință de cauză ar fi suficientă pentru a exclude prezența ajutorului de stat, chiar dacă ipotezele utilizate în evaluare se dovedesc incorecte într-o interpretare retroactivă.

(58)

Prin urmare, în cele ce urmează, Autoritatea evaluează dacă Narvik a acționat asemenea unui investitor privat în economia de piață atunci când a încheiat contractul de vânzare a drepturilor sale la energia electrică din concesiune.

(59)

Autoritatea este preocupată de contextul în care fost încheiată tranzacția. Din informațiile furnizate de autoritățile norvegiene, Autoritatea înțelege că, la momentul încheierii contractului, municipalitatea se afla într-o situație în care necesita atât acces la lichidități (în vederea îndeplinirii obligațiilor sale de creditare), cât și capital pe care să îl injecteze în NEAS. În plus, se remarcă faptul că Legea privind societățile cu răspundere limitată a limitat posibilitatea de a include în contract un mecanism de ajustare a prețului atunci când se aduce o contribuție în natură. În 1999, înainte de încheierea acordului de vânzare din 2000, Narvik a înregistrat, de asemenea, pierderi rezultate din vânzarea de energie electrică din concesiune. Prin urmare, municipalitatea a decis să își vândă drepturile la energia electrică din concesiune pe un termen mai lung și, în același timp, să își respecte strategia exprimată de maximizare a randamentului energiei electrice din concesiune.

(60)

Autoritățile norvegiene au susținut că Autoritatea ar trebui să fie în măsură să excludă prezența unui avantaj prin aplicarea principiilor SOL în cazul de față. Autoritatea observă că, deși nu se aplică vânzării drepturilor de cumpărare a energiei electrice din concesiune, SOL prevede, într-adevăr, două metode prin care autoritățile publice pot, în mod normal, să obțină un preț de piață pentru vânzarea de terenuri și clădiri publice, prin urmare, să se asigure că vânzarea nu implică ajutor de stat. Prima metodă de excludere a unui element de ajutor este vânzarea printr-o procedură de licitație necondiționată. A doua este vânzarea la un preț stabilit printr-o evaluare a unui expert independent, realizată în conformitate cu standarde de evaluare general acceptate.

(61)

Autoritatea constată că, în mod normal, vânzarea unui activ printr-o procedură de licitație necondiționată va exclude prezența unui avantaj. Aceasta se întâmplă cel puțin în cadrul procedurilor cu adevărat deschise în care există mai mult de un singur ofertant (20). Cu toate acestea, drepturile deținute de municipalitatea Narvik la energia electrică din concesiune nu au fost vândute în baza unui proces de licitație necondiționată.

(62)

Pe de altă parte, atât Narvik, cât și NEAS, au comandat câte două evaluări din partea unor consultanți externi, astfel cum sunt descrise la considerentele (26)-(29) Cu toate acestea, nici DS1, nici DS2 și nici rapoartele AA nu au clarificat amănunțit metoda utilizată pentru a determina evaluările valorii. În absența unor clarificări suplimentare, Autoritatea nu se află în poziția de a analiza dacă evaluările valorii de piață au fost efectuate în conformitate cu indicatorii de piață și cu standardele de evaluare general acceptate. Prin urmare, opinia Autorității este că rapoartele DS1, DS2 și AA au o valoare limitată în evaluarea valorii drepturilor la energia electrică din concesiune. Pe de altă parte, raportul DT prezintă o explicație detaliată a evaluărilor sale. În consecință, rezultatele acestuia pot fi testate și verificate. Prin urmare, Autoritatea consideră că raportul DT este cel mai credibil raport. În opinia Autorității, faptul că toate cele patru rapoarte furnizează rezultate similare (21) consolidează totuși rezultatele raportului DT și, fără îndoială, ale celorlalte trei rapoarte.

(63)

Autoritatea constată că, deși, în mod normal, un preț stabilit de un evaluator independent de valori poate fi folosit pentru a exclude prezența unui avantaj în vânzarea de terenuri sau clădiri destinate utilizării cu caracter general, a căror valoare poate fi evaluată cu ușurință și care au făcut obiectul a numeroase tranzacții, acest lucru nu este valabil, de asemenea, pentru terenurile și clădirile caracterizate de mai multe atribute unice sau în cazul cărora împrejurările în care a avut loc vânzarea sunt de natură să pună sub semnul întrebării faptul dacă evaluarea expertului reflectă valoarea efectivă de piață a proprietății (22).

(64)

Astfel cum se explică în cele ce urmează, contractele de furnizare a energiei electrice la un preț fix, a căror durată contractuală depășește 6 ani, sunt neobișnuite și nu sunt observate în mod normal. Având în vedere absența unei piețe pe care să poată fi observate prețuri comparabile și, de asemenea, volatilitatea prețurilor la energia electrică, evaluarea efectuată de un expert este un instrument mai puțin adecvat pentru a determina prețul de piață al unui contract de furnizare a energiei electrice la un preț fix încheiat pe o perioadă de 50,5 ani (23).

(65)

În orice caz, Autoritatea reamintește că testul aplicabil pentru a evalua dacă un contract de furnizare a energiei electrice încheiat de o autoritate publică include un avantaj care „favorizează” o întreprindere este testul investitorului în economia de piață, și nu SOL, care se referă la vânzarea de terenuri și clădiri publice. Într-adevăr, Tribunalul a confirmat că principiul investitorului în economia de piață se aplică contractelor de furnizare a energiei electrice pe termen lung în cauza Budapesti Erőmű Zrt/Comisia, în care Tribunalul a aprobat abordarea adoptată de către Comisia Europeană („Comisia”) într-un caz privind contractele de furnizare a energiei electrice pe termen lung încheiate de autoritățile ungare (24).

(66)

În cazul respectiv, Comisia a definit principalele practici normative ale operatorilor comerciali de pe piețele de energie electrică din Europa care erau relevante pentru scopul analizei sale și a analizat dacă acordurile în cauză erau în conformitate cu practicile respective sau dacă contractele au fost încheiate în condiții care nu ar fi fost acceptabile pentru un operator care acționează doar pe baza considerentelor comerciale (25).

(67)

Comisia a constatat că contractele de furnizare a energiei electrice pe termen lung, cu o durată contractuală care depășește 6 ani, sunt rareori încheiate pe piața europeană (26). Informațiile de care dispune Autoritatea confirmă această constatare. Prin urmare, există puține contracte de furnizare a energiei electrice pe termen lung, sau chiar niciunul, cu care să se poată compara prețul energiei electrice vândute pe o perioadă de 50,5 ani în viitor.

(68)

Cu toate acestea, estimări pe termen lung ale prețurilor viitoare la energia electrică trebuie să fie realizate de către potențialii cumpărători și vânzători de centrale electrice. Pe această bază, autoritățile norvegiene au susținut că vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de municipalitatea Narvik ar trebui să fie comparată cu vânzarea unei hidrocentrale. Pentru a susține acest argument, autoritățile norvegiene au prezentat Autorității analiza Pareto, care oferă o imagine de ansamblu asupra a cinci hidrocentrale vândute în Norvegia în anul 2000.

(69)

Autoritățile norvegiene susțin că, atât în cazul vânzării unei hidrocentrale, cât și în cazul vânzării drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de municipalitatea Narvik, prețurile de vânzare reprezintă VAN a fluxurilor de lichidități preconizate, aferente volumului producției. Prin urmare, asemenea municipalități Narvik și întreprinderii NEAS în cazul de față, orice cumpărător sau vânzător de hidrocentrale va trebui să evalueze valoarea centralei pe baza veniturilor preconizate din producție din care s-au scăzut costurile preconizate actualizate la o rată de actualizare relevantă, pe toată durata exploatării energiei hidroelectrice relevante de către noul proprietar.

(70)

Autoritățile norvegiene susțin că, luând în considerare anumiți factori relevanți, prețurile celor cinci hidrocentrale menționate în raportul Pareto sunt comparabile cu prețul obținut din vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune deținute de municipalitatea Narvik. În acest context, Autoritatea ia act de factorii de corecție menționați de către autoritățile norvegiene, astfel cum se explică în capitolul I.11 de mai sus.

(71)

Pentru cele cinci hidrocentrale, prețurile de vânzare per kWh de capacitate de producție s-au situat între 1,66 NOK și 1,74 NOK. Vânzarea permanentă a unui activ va crește VAN a activului în comparație cu vânzarea drepturilor de a achiziționa energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani, deoarece se consideră că activul va genera un flux pozitiv de numerar inclusiv după această perioadă. Pentru a compara vânzarea permanentă cu vânzarea limitată în timp a energiei electrice din concesiune, autoritățile norvegiene au presupus o rată de capitalizare de 4 %, care conduce la o scădere a prețului de vânzare cu aproximativ 10-15 % (27).

(72)

A doua diferență între vânzarea permanentă și vânzarea drepturilor de a achiziționa energia electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani se referă la baza de cost utilizată în modelul VAN — costurile totale de producție versus prețul de concesiune. Autoritățile norvegiene au afirmat că costurile tipice de exploatare, care includ reinvestirile, pentru o centrală electrică mai nouă, au fost de aproximativ 0,05 NOK per kWh, în timp ce prețul stabilit de minister la momentul respectiv era de aproximativ 0,10 NOK per kWh.

(73)

Pentru a evalua dacă prețurile pentru centralele electrice constituie substituenți corespunzători pentru prețul de piață al energiei electrice din concesiune în discuție, este necesară examinarea detaliată a fiecărui element al argumentului. Evaluarea Autorității se bazează pe informațiile furnizate de autoritățile norvegiene și pe alte informații disponibile publicului.

(74)

În următoarea analiză sunt utilizate valori nominale în toate calculele (28).

(75)

Pentru cele cinci hidrocentrale menționate în analiza Pareto, prețurile de vânzare per kWh de capacitate de producție s-au situat în intervalul 1,66 – 1,74 NOK. Într-un raport emis de către întreprinderea de consultanță economică Econ Pöyry, în cadrul căruia s-au analizat vânzările de centrale electrice din perioada 1996-2005, valoarea medie a tranzacției în anul 2000 pare relativ mai mare, fiind estimată la aproximativ 1,85 NOK. Conform aceluiași raport, același preț aproximativ a fost obținut în 1999. În consecință, intervalul comparativ de prețuri pare ușor mai ridicat decât cel utilizat în analiza Pareto. Având în vedere faptul că raportul ECON se referă la o valoare medie mai ridicată a tranzacției față de cea prevăzută de analiza Pareto, în analiza suplimentară, Autoritatea va utiliza intervalul 1,70-1,80 NOK.

(76)

Al doilea factor care trebuie luat în considerare este modalitatea de ajustare a nivelurilor prețurilor de la vânzarea permanentă la vânzarea limitată la perioada de 50,5 ani. Autoritățile norvegiene au susținut că factorul adecvat de ajustare este cuprins în intervalul 10-15 %, pe baza unei rate de capitalizare de 4 %. Autoritatea constată că alegerea ratei de capitalizare este strâns legată de alegerea ratei de actualizare din modelul VAN. Rata nominală de actualizare după impozitare utilizată în raportul DT a fost de 6,8 %, în timp ce în raportul AA s-a utilizat o valoare de 7 %. De asemenea, se observă că NVE a utilizat o rată de 6,5 % în evaluarea proiectelor de hidrocentrale noi (29). Modelul de calcul al prețului de cost utilizează o rată de 6 % (30). Pe baza aspectelor menționate mai sus, Autoritatea este de părere că rata adecvată de actualizare, prin urmare, rata adecvată de capitalizare, care trebuie aplicate atunci când se compară vânzarea permanentă cu vânzarea limitată în timp, se situează în intervalul nominal de 6-7 % după impozitare. Pe această bază, ajustarea corespunzătoare a valorii de la vânzarea permanentă la vânzarea pe o perioadă de 50,5 ani nu este de 10-15 %, astfel cum au susținut autoritățile norvegiene, ci, mai degrabă, se situează mai aproape de intervalul 4-5 %.

(77)

Al treilea factor care trebuie luat în considerare este viitorul preț de piață preconizat pentru energia electrică. Astfel cum s-a explicat mai sus, prognozarea viitoarelor prețuri la energia electrică pe o perioadă de minim 50 de ani este un exercițiu extrem de dificil. În rapoartele de evaluare descrise mai sus, în special în rapoartele AA și DT, se preconiza o creștere constantă a prețului de piață la energia electrică timp de 10-20 de ani, după care se preconiza că prețurile vor rămâne constante în termeni reali (și anume, vor crește doar cu inflația preconizată) (31). Aceasta sugerează că, la momentul respectiv, pe piață exista consensul că prețurile viitoare pe termen lung la energia electrică vor rămâne constante în termeni reali și nu vor continua să crească (32). Autoritatea presupune că toți participanții de pe piață împărtășeau aceleași incertitudini privind prețurile viitoare la energia electrică, inclusiv cei care cumpărau și vindeau centrale electrice în aceeași perioadă în care s-a realizat vânzarea drepturilor la energia electrică din concesiune. Ca atare, nu există niciun motiv pentru a presupune că diferiții participanți pe piață au acces la informații care diferă în mod semnificativ în ceea ce privește așteptările în materie de prețul de piață.

(78)

Trecând de la venituri la costuri, comparația prezentată de autoritățile norvegiene se referă la un scenariu în care există o diferență în ceea ce privește ieșirile de numerar per kWh între vânzarea permanentă și vânzarea de energie electrică din concesiune la prețul de 0,05 NOK din cauza unui preț de concesiune de aproximativ 0,10 NOK și a unui cost de exploatare, care include și reinvestirea, de aproximativ 0,05 NOK.

(79)

În ceea ce privește prețul stabilit de minister pentru energia electrică din concesiune, consultanții contactați de Narvik și NEAS preconizau că prețurile vor rămâne relativ constante în termeni reali, în sensul că nu se așteptau nici la câștiguri semnificative în termeni de eficiență, nici la o volatilitate crescută a bazei de costuri. În principiu, se preconiza o creștere odată cu inflația a prețului stabilit de minister pentru energia electrică din concesiune (33). Pe baza informațiilor disponibile, Autoritatea este de părere că un investitor prudent ar fi formulat aceleași ipoteze, prin urmare, aceasta presupune că nu ar exista schimbări majore ale prețului la energia electrică din concesiune vândută la prețul de cost în analiza suplimentară. Costurile respective alcătuiesc ieșirea de numerar relevantă în calculul valorii energiei electrice din concesiune (34).

(80)

Deoarece există o serie de variabile care, în timp, pot afecta nivelul de decontare, valoarea de 0,05 NOK, care combină costurile de exploatare și cele aferente reinvestirilor, trebuie să fie evaluată în funcție de diversele sale componente.

(81)

În primul rând, este evident faptul că o centrală electrică va avea un anumit nivel al costurilor generale de exploatare și de întreținere. În general, se presupune că costurile de exploatare și de întreținere ale unei hidrocentrale sunt relativ reduse și constante, situându-se în intervalul 0,02 – 0,05 NOK per kWh (35). Acest lucru este susținut de datele privind costurile utilizate pentru a determina prețul stabilit de minister. În anul 2000, compensațiile acordate în temeiul acestui model pentru costurile de exploatare și de întreținere erau de 0,267 NOK per kWh.

(82)

De asemenea, pentru calculul VAN, sunt relevante și alte ieșiri de numerar. În calculul din 2000 al prețului stabilit de minister, impozitele au fost compensate cu 0,021 NOK. Bineînțeles, impozitul efectiv aferent unei anumite centrale electrice ar depinde de profiturile realizate, dar, având în vedere că prețul stabilit de minister este destinat să fie reprezentativ pentru costul mediu al centralelor electrice tipice din Norvegia, pare rezonabil să se presupună costuri fiscale de aproximativ 0,02 NOK per kWh.

(83)

Partea finală a ieșirilor de numerar utilizate în calculul VAN reprezintă costurile aferente reinvestirilor, care depind într-o mare măsură de necesitățile legate de calendarul și nivelul reinvestirii la nivelul centralei. Autoritatea înțelege că, în sens contabil, durata de viață economică a unei hidrocentrale este de 40 de ani (36), însă durata de viață efectivă poate fi mai lungă. În multe cazuri, nivelul reinvestirii este substanțial, prin urmare, calendarul decontărilor, astfel cum au susținut și autoritățile norvegiene, are o importanță deosebită în calculele VAN. În cazul în care reinvestirea este realizată la începutul perioadei de calcul, reducerea VAN este mult mai pronunțată decât în cazul în care reinvestirea are loc mai târziu în perioada de calcul. Cu toate acestea, autoritățile norvegiene nu au prezentat Autorității informații cu privire la necesitățile de reinvestiții la nivelul hidrocentralelor vândute în perioada 1999-2000 pe care autoritățile le utilizează ca bază pentru comparația realizată. Autoritatea constată că este probabil ca astfel de informații să nu fie disponibile imediat și nici să nu poată fi obținute cu ușurință din cauza vechimii și a posibilului caracter comercial sensibil al acestora.

(84)

La ajustarea prețurilor pentru hidrocentralele în cauză în funcție de cele două diferențe menționate mai sus, perioada de timp și baza de cost, autoritățile norvegiene susțin că intervalul de preț cuprins între 1,66 NOK și 1,74 NOK per kWh este comparabil cu prețul de aproximativ 1,00 NOK per kWh, obținut pentru energia electrică din concesiune (37). Astfel cum s-a explicat mai sus, informațiile disponibile Autorității indică faptul că valoarea medie a tranzacției pentru anii 1999 și 2000 a fost relativ mai mare decât acest interval (aproximativ 1,85 NOK). Prin urmare, Autoritatea va compara un interval de preț cuprins între 1,70 NOK și 1,80 NOK per kWh cu prețul de 1,00 NOK obținut de Narvik.

(85)

Prima ajustare ar fi transformarea prețurilor pentru vânzările permanente în prețuri comparabile cu cele corespunzătoare unui contract încheiat pe o perioadă de 50,5 ani. Autoritatea a utilizat o rată de capitalizare de 6 % care reduce valorile vânzărilor permanente cu aproximativ 5,5 %. Prin urmare, intervalul comparabil de prețuri obținute pentru vânzarea centralelor electrice este 1,61 – 1,70 NOK. Diferența de 0,61 – 0,70 NOK per kWh în fluxurile nete de numerar între prețurile pentru energia electrică din concesiune și costurile de exploatare aferente unei centrale electrice ar trebui să explice diferența pentru a obține un rezultat pozitiv la testul investitorului în economia de piață și pentru a exclude ajutorul.

(86)

Astfel cum s-a menționat anterior, se estimează că costurile totale de exploatare se situează în intervalul 0,02 – 0,05 NOK per kWh, la care se adaugă o valoare estimativă a impozitelor de 0,02 NOK per kWh, rezultând o valoare de 0,04 – 0,07 NOK per kWh. În plus, trebuie să fie luate în considerare reinvestirile, al căror impact financiar depinde de calendarul și de amploarea acestora și, care, prin urmare, sunt dificil de cuantificat.

(87)

Luând în considerare acest aspect, Autoritatea a efectuat o analiză de sensibilitate privind vânzarea cantității de 128 GWh (38) de energie electrică din concesiune pe o perioadă de 50,5 ani. Autoritatea a testat diferite combinații de costuri și rate de actualizare cu rate nominale de actualizare după impozitare care variază între 5,5 % și 7,5 % și costuri totale de exploatare cuprinse între 0,05 NOK și 0,09 NOK per kWh, astfel cum se demonstrează în tabelul de mai jos.

(88)

Rezultatele sunt inferioare intervalului 0,61 – 0,70 NOK în cazul în care costurile de exploatare sunt de 0,09 NOK pentru orice rată de actualizare cuprinsă în intervalul 5,5 % - 7,5 % sau în cazul în care costurile de exploatare sunt de 0,08 NOK și rata de actualizare este de minim 7,5 %. În aceste scenarii, diferența între prețul energiei electrice din concesiune și costurile de exploatare este atât de redusă încât atunci când se calculează VAN aferentă diferenței, aceasta nu explică diferența între prețurile mai ridicate obținută în cazul vânzărilor permanente de hidrocentrale. Cu toate acestea, acest lucru se întâmplă numai în situațiile în care costurile de exploatare, atunci când sunt incluse și costurile aferente reinvestirilor, sunt cu 60 % până la 80 % mai mari decât estimările privind costurile avansate de autoritățile norvegiene.

(89)

Autoritatea a evaluat, pe baza informațiilor furnizate de autoritățile norvegiene, dacă acordul încheiat de Narvik cu NEAS a conferit sau nu un avantaj acesteia din urmă. Autoritatea a constatat că cele patru evaluări ale experților au o valoare limitată. Există numeroase incertitudini legate de evoluțiile pe perioade mai lungi de timp ale prețurilor viitoare la energia electrică. Sunt neobișnuite contractele de furnizare a energiei electrice încheiate pe termen lung care nu conțin clauze de ajustare a prețurilor.

(90)

De asemenea, nu este evident faptul că vânzarea de centrale electrice ca atare poate fi comparată cu vânzarea de energie electrică din concesiune, deoarece vânzarea permanentă reprezintă o hotărâre definitivă pentru care trebuie să fie evaluat riscul privind valoarea infinită sau viitoare. Acest lucru nu este valabil pentru vânzarea energiei electrice din concesiune, în cazul căreia durata optimă a contractului din punct de vedere al riscului și al valorii ar putea fi diferită.

(91)

Cu toate acestea, Autoritatea a luat cunoștință de circumstanțele speciale ale cazului, inclusiv de faptul că Narvik a înregistrat pierderi din vânzarea energiei electrice din concesiune chiar înainte de încheierea contractului cu durata de 50,5 ani cu NEAS, corelat cu faptul că municipalitatea avea nevoie de acces la lichidități atât pentru a-și rambursa datoria, cât și pentru a realiza investiția planificată în NEAS.

(92)

Ținând seama de aceste circumstanțe deosebite, Autoritatea acceptă argumentul potrivit căruia tranzacția în discuție, în pofida duratei foarte lungi și a incertitudinii privind prețurile viitoare la energia electrică, poate fi comparată cu vânzările de hidrocentrale care au avut loc în anii 1999 și 2000. Prin urmare, în acest caz particular, Autoritatea acceptă faptul că prețurile pentru hidrocentralele vândute reprezintă un substituent adecvat al prețului de piață pentru vânzarea pe termen lung a drepturilor la energia electrică din concesiune în cauză. Pe baza dovezilor puse la dispoziția Autorității de către autoritățile norvegiene și pe baza explicațiilor cu privire la diferențele relevante, reiese că municipalitatea Narvik a obținut un preț comparabil cu prețurile corespunzătoare vânzărilor de centrale electrice din anii 1999 și 2000.

(93)

Pe baza acestor elemente, în ansamblu, Autoritatea a ajuns la concluzia că Narvik, la încheierea contractului cu NEAS pentru vânzarea drepturilor sale la energia electrică din concesiune, a acționat, ținând cont de puterea sa de apreciere, asemenea unui investitor în economia de piață.

(94)

Prin urmare, nu se poate considera că contractul conferă un avantaj întreprinderii NEAS și, în consecință, contractul nu implică ajutor de stat în sensul articolului 61 din Acordul privind SEE.