19.12.2013   

SK

Úradný vestník Európskej únie

L 343/63

(1)

Listom zo 7. januára 2009 bola proti obci Narvik podaná sťažnosť v súvislosti s predajom nároku obce Narvik na koncesnú energiu spoločnosti Narvik Energi AS (ďalej len „NEAS“). Dozorný úrad dostal a zaregistroval tento list 14. januára 2009 (2). Listom zo 16. júla 2009 (3) požiadal nórske orgány o doplňujúce informácie. Nórske orgány odpovedali na žiadosť o informácie listom z 2. októbra 2009 (4).

(2)

Dozorný úrad začal 14. decembra 2011 konanie podľa článku 1 ods. 2 časti I protokolu 3 k Dohode o dozore a súde prijatím rozhodnutia č. 393/11/COL (ďalej len „rozhodnutie 393/11/COL“). Nórske orgány poskytli pripomienky k rozhodnutiu listom z 23. februára 2012 (5).

(3)

Rozhodnutie bolo 26. apríla 2012 uverejnené v Úradnom vestníku Európskej únie a v jeho dodatku k EHP (6). Dozorný úrad dostal pripomienky od zainteresovanej strany e-mailom z 25. mája 2012 (7). E-mailom z 28. júna 2012 (8) preposlal dozorný úrad tieto pripomienky nórskym orgánom. Nórske orgány predložili ďalšie informácie listom z 30. novembra 2012 (9).

(4)

Sťažovateľ tvrdí, že uzatvorením zmluvy so spoločnosťou NEAS na predaj 128 GWh koncesnej energie ročne na obdobie 50,5 roka predala obec Narvik svoje práva na odkúpenie koncesnej energie výrazne pod trhovú cenu, čím spoločnosti NEAS poskytla neoprávnenú štátnu pomoc.

(5)

Sťažovateľ ďalej tvrdí, že rozhodnutie uzatvoriť zmluvu prijala mestská rada v Narviku na základe nesprávnych a/alebo neúplných informácií. Odborné posudky kritické voči trvaniu zmluvy a problému spojenému so stanovovaním trhovej ceny elektrickej energie neboli údajne pred prijatím rozhodnutia uzatvoriť zmluvu mestskej rade sprístupnené.

(6)

V Nórsku sa koncesia vo všeobecnosti vyžaduje na prevádzku väčších vodných elektrární. Elektrárne, ktoré majú koncesiu na využívanie vodopádov, musia predať určitý objem svojej ročnej produkcie obci, v ktorej sa nachádzajú. Množstvo elektrickej energie, ktorú je obec oprávnená odkúpiť, sa nazýva koncesná energia. Tento systém je stanovený v oddiele 2 ods. 12 zákona o priemyselných osvedčeniach (10) a v oddiele 12 ods. 15 zákona o regulácii vodopádov (11).

(7)

Z legislatívneho hľadiska je táto skutočnosť odôvodnená tým, že obce by mali mať zabezpečenú dostatočnú dodávku elektrickej energie za spravodlivú cenu, takže množstvo koncesnej energie sa určuje na základe všeobecných potrieb dodávky elektrickej energie každej jednotlivej obce (12) a môže predstavovať až 10 % ročnej produkcie elektrárne. Na využívanie koncesnej energie obcami však nie sú stanovené nijaké obmedzenia. Obce ju teda môžu použiť, predať alebo s ňou naložiť iným spôsobom, ktorý považujú za vhodný.

(8)

Z nároku nevyplýva, že obce majú povinnosť koncesnú energiu odkúpiť. Pokiaľ ide o koncesie s dátumom pred rokom 1983, vo všeobecnosti sa upozorňuje na to, že ak sa obec rozhodne nevyužiť svoje právo na koncesnú energiu, stráca toto právo na koncesnú energiu v budúcnosti.

(9)

V zákonoch sa stanovujú dva režimy stanovovania ceny koncesnej energie; prvý sa týka koncesií, ktoré boli udelené pred 10. aprílom 1959, druhý koncesií, ktoré boli udelené 10. apríla 1959 alebo neskôr.

(10)

Pokiaľ ide o koncesie udelené pre 10. aprílom 1959, cena za koncesnú energiu sa počíta ako funkcia režijnej ceny individuálnej elektrárne plus prirážka 20 %. Tento model sa stále uplatňuje v prípade koncesií udelených pred 10. aprílom 1959 a v ďalšom texte sa naň odkazuje ako na model „režijnej ceny“. Koncesná energia predávaná podľa tohto modelu stanovenia ceny sa v ďalšom texte označuje ako „koncesná energia za režijnú cenu“.

(11)

Pokiaľ ide o koncesie, ktoré boli udelené po 10. apríli 1959, cenu koncesie stanovuje ministerstvo pre energetiku a ropu na základe priemerných nákladov reprezentatívnej vzorky vodných elektrární v celej krajine. Táto metóda stanovenia ceny sa v ďalšom texte označuje ako metóda „ministerskej ceny“. Koncesná energia, ktorá sa predá na základe tohto modelu stanovenia ceny, sa v ďalšom texte označuje ako „koncesná energia za ministerskú cenu“.

(12)

V zákone o priemyselných osvedčeniach sa stanovuje, že nárok obcí na koncesnú energiu môže preskúmať Nórske riaditeľstvo vodných zdrojov a energetiky (ďalej len „NVE“) 20 rokov po udelení koncesie (13). Nórske orgány objasnili, že zatiaľ čo proces preskúmania môže viesť k úprave množstva koncesnej energie zo strany NVE, nemôže viesť k podstatným zmenám v súvislosti s nárokom obce na koncesnú energiu. Väčšina oprávnení obce Narvik na koncesnú energiu má byť predmetom skúmania v roku 2019.

(13)

Obce znášajú náklady na dodávku koncesnej energie do siete.

(14)

Obec Narvik má ročne nárok na celkové množstvo približne 128 GWh koncesnej energie, z čoho približne 116,3 GWh sa oceňuje metódou ministerskej ceny a zvyšných približne 11,7 GWh sa oceňuje metódou režijnej ceny. Nórske orgány objasnili, že ministerská cena v roku 2000 bola približne 0,10 NOK a príslušná režijná cena elektrární Håkvik a Nygård v roku 2000 sa pohybovala v rozmedzí od 0,14 NOK do 0,178 NOK.

(15)

Spoločnosť NEAS sa nachádza v obci Narvik, v kraji Nordland. Vyrába a predáva elektrickú energiu. Do roku 2001 bola spoločnosť NEAS v 100-percentnom vlastníctve obce Narvik. V roku 2001 predala obec Narvik 49,99 % svojich akcií dvom energetickým spoločnostiam, Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.

(16)

Po fúzii v roku 2006 a zmene názvu v roku 2009 patrí NEAS v súčasnosti pod spoločnosť Nordkraft AS (ďalej len „Nordkraft“).

(17)

Do konca roka 1998 predávala obec Narvik svoj nárok na približne 128 GWh koncesnej energie ročne spoločnosti NEAS na základe krátkodobých alebo dlhodobejších zmlúv. Začiatkom roka 1999 po tom, ako sa obci nepodarilo dospieť k dohode so spoločnosťou NEAS, však obec Narvik predala svoju koncesnú energiu na energetickej burze za spotové ceny.

(18)

V marci 1999 začala obec postup verejného obstarávania na predaj svojej koncesnej energie na zostávajúcu časť roka 1999. Obec Narvik 30. marca 1999 uzatvorila zmluvu so spoločnosťou Kraftinor AS, ktorá predložila najvyššiu ponuku. Cena bola 109,50 NOK za MWh. Keďže obec Narvik zaplatila 111,10 NOK za MWh plus náklady na dodávku energie vo výške 20 NOK za MWh koncesnej energie, vznikla jej podľa tejto zmluvy strata vo výške približne 2,3 milióna NOK. Obec Narvik pôvodne očakávala prebytok vo výške 3,5 milióna NOK.

(19)

Výkonný výbor mestskej rady (ďalej len „výkonný výbor“) 19. októbra 1999 odporučil mestskej rade, aby sa ako všeobecný cieľ nakladania s koncesnou energiou obce stanovila maximalizácia výnosu z dlhodobého hľadiska v záujme zabezpečenia stabilného plánovacieho horizontu. Navrhovanú stratégiu na dosiahnutie tohto cieľa tvorili štyri prvky:

(20)

Mestská rada potvrdila odporúčanie výkonného výboru s jednou úpravou, ktorú navrhol a formou pozmenenia stratégie potvrdil primátor: namiesto toho, aby bol primátor výslovne „splnomocnený uzatvárať dohody v súlade so stratégiou, ktorú schválila mestská rada“, sa v konečnom rozhodnutí uvádza, že „ako prvý krok v rámci vykonávania tejto stratégie môže spoločnosť NEAS prediskutovať svoj záujem vo veci, ako sa uvádza v jej liste obci z 9. novembra“.

(21)

List od spoločnosti NEAS z 9. novembra 1999 spochybňuje navrhovanú stratégiu predávania koncesnej energie podľa rôznych zmlúv s rôznou dĺžkou trvania v záujme diverzifikácie rizika. Spoločnosť NEAS namiesto toho navrhla jednu dlhodobú zmluvu („napríklad na 50 rokov“) a bola ochotná zahrnúť doložku o úprave ceny do zmluvy s obcou Narvik.

(22)

Spoločnosť NEAS zároveň v liste z 15. apríla 1999 uviedla svoj záujem o uzatvorenie dlhodobej zmluvy v súvislosti s koncesnou energiou, primárne odkúpením za jednorazovú platbu vyplatenú vopred alebo prípadne formou dlhodobého prenájmu – pôvodne navrhovaného na obdobie 60 rokov – s ročnými splátkami obci Narvik.

(23)

Okrem otázky koncesnej energie sa diskutovalo aj o budúcej úlohe spoločnosti NEAS na trhu a o úlohe obce Narvik ako majiteľa spoločnosti NEAS.

(24)

Podľa nórskych orgánov bola spoločnosť NEAS v danom čase svedkom rozsiahlej regionálnej konsolidácie medzi energetickými spoločnosťami a vstupu vnútroštátnych/medzinárodných prevádzkovateľov na miestne trhy. Spoločnosť NEAS potrebovala posilniť svoju kapitálovú základňu s cieľom získať akcie v ostatných elektroenergetických spoločnostiach, najmä Nordkraft AS. Spoločnosť NEAS podpísala aj vyhlásenia o zámere so spoločnosťami Hålogaland Kraft AS a Vesterålskraft AS s cieľom vytvoriť regionálnu výrobnú spoločnosť a regionálnu spoločnosť na prepravu energie. Podľa plánu mali tieto zmeny nadobudnúť účinnosť 1. januára 2001. Na to, aby mohla spoločnosť NEAS dokončiť tieto transakcie s kombináciou vlastného a požičaného kapitálu, sa očakávalo, že obec Narvik – výlučný vlastník spoločnosti NEAS – vloží do spoločnosti NEAS dodatočný kapitál.

(25)

Na stretnutí mestskej rady 16. decembra 1999 sa rozhodlo, že vlastnícky podiel obce v spoločnosti NEAS, kapitálové potreby spoločnosti a nakladanie s koncesnou energiou by mala spoločne posúdiť rokovacia skupina pozostávajúca z primátora, zástupcu primátora, vodcu opozície, ako aj riaditeľa, zástupcu riaditeľa a vedúceho pracovníka zodpovedného za verejné obstarávanie mestskej správy (ďalej len „rokovacia skupina“).

(26)

Spoločnosť NEAS zadala vypracovanie dvoch správ spoločnostiam Arthur Andersen (ďalej len „AA“) a Deloitte & Touche (ďalej len „DT“) s cieľom určiť hodnotu koncesnej energie za ministerskú cenu. V správe AA bola použitá metodika čistej aktuálnej hodnoty, základné predpoklady sa v nej však neuvádzajú veľmi podrobne. V správe DT je použitá aj metodika čistej aktuálnej hodnoty, ale pokiaľ ide o vysvetlenie relevantných predpokladov a výpočtov, je táto správa podrobnejšia ako správa AA. Správa DT napríklad podrobne vysvetľuje, ako sa určí požadovaný výnos na základe modelu oceňovania kapitálových aktív (ďalej len „model CAPM“, capital asset pricing model) a ako sa určia vážené priemerné kapitálové náklady (ďalej len „WACC“, weighted average cost of capital). Analýza obsahuje aj podrobný opis výpočtu ceny koncesie a zahŕňa analýzu citlivosti založenú na prírastkoch ceny elektrickej energie aj WACC.

(27)

Obec Narvik zadala spoločnosti Danske Securities vypracovanie dvoch správ (ďalej len „DS1“ a „DS2“). Pokiaľ ide o prvú správu, DS1, spoločnosť Danske Securities bola poverená, aby posúdila, či by obec mala predať svoj nárok na koncesnú energiu na trhu alebo či by ho mala previesť na spoločnosť NEAS. V správe DS1 spoločnosť Danske Securities z vlastnej iniciatívy uviedla odhad hodnoty nároku na koncesnú energiu na obdobie 50 rokov. Spoločnosť Danske Securities okrem uvedenia svojich predpokladov v súvislosti s budúcim vývojom cien za elektrickú energiu poskytla aj obmedzené usmernenia pre spôsob výpočtu hodnoty nároku na koncesnú energiu.

(28)

V správe DS2 požiadala spoločnosť Danske Securities tieto 3 trhové subjekty o očakávania týkajúce sa cien a nákladov: CBF Kraftmegling AS (ďalej len „CBF“), Norwegian Energy Brokers AS (ďalej len „NEB“) a Statkraft SF (ďalej len „Statskraft“). Na základe týchto očakávaní vypočítala spoločnosť Danske Securities odhadovanú trhovú hodnotu nároku na koncesnú energiu. Očakávania spoločnosti CBF viedli k východiskovému odhadu 127 miliónov NOK. Očakávania spoločnosti NEB viedli k východiskovému odhadu 75 miliónov NOK. Keďže spoločnosť NEB neupravila svoje očakávania týkajúce sa cien a nákladov o infláciu, spoločnosť Danske Securities zdôraznila, že nepovažuje očakávania spoločnosti NEB za vierohodné. Očakávania spoločnosti Statkraft viedli k odhadu v rozmedzí 115 – 140 miliónov NOK. Na základe týchto troch hodnotení dospela spoločnosť Danske Securities k záveru, že odhadovaná čistá aktuálna hodnota nároku na koncesnú energiu bude v rozmedzí 100 – 140 miliónov NOK.

(29)

Tieto štyri správy sú zhrnuté v nasledujúcej tabuľke. V ďalšom texte sa tieto správy súhrnne označujú ako „štyri správy“.

(30)

Okrem externého poradenstva vypracoval vedúci pracovník zodpovedný za obstarávanie obce Narvik svoje vlastné hodnotenia.

(31)

V prvom hodnotení predloženom výkonnému výboru v októbri 1999 dospel k záveru, že celkové riziko pre obec je vysoké v prípade dlhodobých zmlúv, ktoré sú vymedzené ako zmluvy na obdobie od 10 do 40 rokov.

(32)

V druhom hodnotení, ktoré bolo predložené rokovacej skupine 16. marca 2000, sa rozoberali jednotlivé možnosti nakladania s koncesnou energiou. Rokovacia skupina však už zúžila rozsah jeho mandátu iba na hodnotenie rizika, času na zúčtovanie, daňový vplyv a maximalizáciu zisku v prípade troch scenárov (všetky počítajú s tým, že obec Narvik prevedie právo na koncesnú energiu na spoločnosť NEAS na obdobie 50 rokov a zníži svoj vlastnícky podiel v spoločnosti NEAS). Napriek tomu sa vedúci pracovník zodpovedný za obstarávanie vo svojom druhom hodnotení naďalej sústredil na význam dĺžky trvania zmluvy. Jeho hodnotenie hraničnej hodnoty nároku na koncesnú energiu za určité časové obdobie bolo, že „…uzatvoriť zmluvu na veľmi dlhé obdobie, napríklad na 50 rokov, znamená pre nás ako predajcov veľmi nízku pridanú hodnotu v porovnaní so zmluvou na kratšie obdobie (napríklad na 20 rokov vo výške 83 miliónov NOK)“.

(33)

Po interných diskusiách o výhodách a nevýhodách dlhodobej zmluvy predložila rokovacia skupina svoje odporúčanie mestskej rade, v ktorom zmluvu na obdobie 50,5 roka odporúča ako primeranú na zníženie rizika pre obec a na zabezpečenie dlhodobého plánovacieho horizontu.

(34)

Spoločnosť NEAS sa usilovala odkúpiť iba 116,3 GWh koncesnej energie za ministerskú cenu. V rokovaniach so spoločnosťou však obec Narvik trvala na tom, aby jej nárok na koncesnú energiu odkúpila celý, a teda aby 11,7 GWh koncesnej energie za režijnú cenu bolo v jednom balíku s koncesnou energiou za ministerskú cenu.

(35)

V máji 2000 sa strany konečne dohodli, že dohoda sa bude vzťahovať na celý objem 128 GWh koncesnej energie a že spoločnosť NEAS vyplatí 120 miliónov NOK za koncesnú energiu za ministerskú cenu a 6 miliónov NOK za koncesnú energiu za režijnú cenu.

(36)

Mestská rada 25. mája 2000 formálne rozhodla, že obec by mala predať svoj nárok na 128 GWh koncesnej energie ročne spoločnosti NEAS na obdobie 50,5 roka za 126 miliónov NOK.

(37)

Obec Narvik a spoločnosť NEAS 16. októbra 2000 formalizovali dohodu podpisom zmluvy, podľa ktorej obec Narvik predala nárok na koncesnú energiu za uvedených podmienok. Zmluva neobsahovala mechanizmus úpravy ceny a finančné prostriedky mali byť vyplatené ako jednorazová platba vopred.

(38)

Obec Narvik a spoločnosť NEAS podpísali 29. novembra 2000 dodatkovú dohodu, podľa ktorej sa spoločnosť NEAS za odkúpenie nároku na koncesnú energiu zaviazala zaplatiť obci Narvik 60 miliónov NOK v hotovostných finančných prostriedkoch a zvyšných 66 miliónov NOK formou nepeňažného vkladu vlastného kapitálu do spoločnosti NEAS (v čase, keď bola v 100- percentnom vlastníctve obce).

(39)

Obec Narvik v roku 2001 odpredala 49,99 % svojich akcií v spoločnosti NEAS spoločnostiam Vesterålskraft AS a Hålogalandskraft AS.

(40)

Nórske orgány sa domnievajú, že zmluva so spoločnosťou NEAS bola uzatvorená za trhových podmienok. V prvom rade zdôrazňujú, že dohoda bola uzatvorená preto, lebo finančné prostriedky obce Narvik boli obmedzené a obec potrebovala likvidný kapitál. Po druhé NEAS musela vykonať rekapitalizáciu s cieľom reštrukturalizovať spoločnosť, a vytvoriť tak väčšiu regionálnu spoločnosť. A po tretie v čase uzatvorenia zmluvy predávala obec koncesnú energiu so stratou, pretože cena koncesnej energie bola vyššia ako cena dosiahnutá na trhu. Napríklad v období od apríla 1999 do decembra 1999 stratila obec Narvik na predaji koncesnej energie 2,3 milióna NOK.

(41)

Pokiaľ ide o otázku regulačného rizika, nórske orgány objasnili, že všetky riziká nesie spoločnosť NEAS. Tvrdia, že riziko sa môže pravdepodobnejšie týkať zníženého než zvýšeného množstva koncesnej energie, ktoré by viedlo k zníženiu pravdepodobnosti poskytnutia pomoci.

(42)

Nórske orgány tvrdia, že primeranou trhovou referenčnou hodnotou pre dohodu na obdobie 50,5 roka je trvalý predaj elektrárne a že pri úprave s cieľom zohľadnenia relevantných rozdielov boli ceny, ktoré získala spoločnosť NEAS, v súlade s cenovými úrovňami predaja elektrární v rovnakom období.

(43)

Pokiaľ ide o cenové údaje týkajúce sa predaja elektrární v roku 2000, nórske orgány odkazujú na tzv. prieskum trhu s elektrickou energiou v reálnom čase za rok 2000, ktorý vykonala spoločnosť Pareto (ďalej len „prieskum spoločnosti Pareto“). Podľa tohto prieskumu sa zdá, že trhové ceny elektrární predaných v roku 2000 sa pohybovali medzi 1,64 a 1,77 NOK za KWh ročnej výrobnej kapacity. Predaj nároku obce Narvik na koncesnú energiu zodpovedá približne sume 1,00 NOK za KWh ročnej výrobnej kapacity. Podľa nórskych orgánov možno rozdiel medzi týmito číslami vysvetliť týmito faktormi.

(44)

Po prvé, v roku 2000 predstavovali bežné prevádzkové náklady vrátane prebiehajúcich reinvestícií (bez odpisov) na novšiu elektráreň približne 0,05 NOK za KWh ročne (plus náklady na dodávku). Očakávané prebiehajúce platby spoločnosti NEAS boli dvojaké; približne 0,10 NOK za KWh ročne (plus náklady na dodávku) za koncesnú energiu za ministerskú cenu a medzi 0,14 a 0,178 NOK za KWh (plus náklady na dodávku) ročne za koncesnú energiu spred 10. apríla 1959. V roku 2000 predstavovala očakávaná trhová cena približne 0,12 NOK za KWh. Podľa scenára v roku 2000 teda čistý zisk majiteľa elektrárne predstavoval sumu 0,07 NOK za KWh v porovnaní so sumou 0,02 NOK za KWh koncesnej energie. V čase uzatvorenia zmluvy bola cena v roku 2010 odhadnutá na 0,20 NOK. Na základe tohto odhadu by podľa scenára v roku 2010 čistý zisk majiteľa elektrárne predstavoval sumu 0,15 NOK za KWh v porovnaní so sumou 0,10 NOK za KWh koncesnej energie.

(45)

Po druhé, nórske orgány tvrdia, že ceny za predaj piatich elektrární z prieskumu spoločnosti Pareto je potrebné znížiť približne o 10 – 15 % pri uplatnení miery kapitalizácie na úrovni 4 % s cieľom zohľadniť rozdiel medzi kapitalizáciou v neobmedzenom časovom horizonte (kapitalizačný faktor 25) a kapitalizáciou v období 50 rokov (kapitalizačný faktor 21,48).

(46)

Nórske orgány ďalej dodávajú, že počiatočné roky majú na výpočet čistej aktuálnej hodnoty najväčší vplyv a že značné náklady na reinvestície vyplývajúce z vlastníctva sa zvyčajne objavujú v neskoršej fáze, a teda pri výpočte čistej aktuálnej hodnoty znižujú túto hodnotu len v malej miere.

(47)

Pri zohľadnení tejto skutočnosti nórske orgány tvrdia, že existuje úzka súvislosť medzi predajmi elektrární približne za 1,64 – 1,77 NOK za KWh ročnej výrobnej kapacity na jednej strane a prenájmami (platby za prístup k elektrickej energii na obdobie 50,5 roka) približne za 1,00 NOK za KWh koncesnej energie na druhej strane.

(48)

Nórske orgány teda tvrdia, že porovnanie, ktoré zohľadňuje tieto faktory, preukazuje, že cena, ktorú spoločnosť NEAS zaplatila za koncesnú energiu, je porovnateľná s cenou za elektrárne predané v rovnakom období, a dodávajú, že závery o cenovej úrovni podkladá správa DT a dve správy DS vypracované pred uzatvorením dohody o koncesnej energii na obdobie 50,5 roka.

(49)

Pokiaľ ide o usmernenia dozorného úradu k prvkom štátnej pomoci pri predaji pozemkov a budov verejnoprávnymi orgánmi (ďalej len „usmernenia SOL“) (16), nórske orgány tvrdia, že konkurenčný a nepodmienený postup verejného obstarávania je iba jednou z metód určovania trhových cien pri predaji verejných aktív, ktoré dozorný úrad uznáva. Nórske orgány zdôrazňujú, že v usmerneniach SOL dozorný úrad zároveň uznáva, že trhovú cenu, ktorá neobsahuje prvky pomoci, možno určiť na základe nezávislého odborného hodnotenia. Nórske orgány poznamenávajú, že správa DT a dve správy DS boli predložené, prv než bola uzatvorená zmluva na obdobie 50,5 roka. V druhej správe DS bola hodnota stanovená na základe „priameho výskumu trhu“, ktorého výsledkom podľa nórskych orgánov bolo testovanie trhu podobné testovaniu postupu verejného obstarávania. Nórske orgány zároveň poznamenávajú, že konečná cena sa pohybovala v rozmedzí hornej úrovne troch hodnotení.

(50)

Nórske orgány ďalej tvrdia, že nezahrnutie doložky o úprave ceny bolo primerané, keďže kúpna cena sa vyplatila jednorazovou platbou a nie niekoľkými priebežnými platbami. Nórske orgány tvrdia, že vzhľadom na skutočnosť, že predaj bol dohodnutý vopred – čiastočne formou hotovostných finančných prostriedkov a čiastočne ako nepeňažný vklad – podobne ako pri trvalom predaji elektrárne, je „neprirodzené a veľmi nezvyčajné“ zahrnúť mechanizmus úpravy ceny. Nórske orgány ďalej uvádzajú, že na základe modelu nepeňažného vkladu by ďalšia úprava bola navyše pravdepodobne neoprávnená vzhľadom na ustanovenia zákona o spoločnostiach s ručením obmedzeným (17).

(51)

Jedna tretia strana, spoločnosť NEAS (v súčasnosti Nordkraft), predložila pripomienky k rozhodnutiu 393/11/COL. Spoločnosť NEAS v zásade súhlasí s názormi nórskych orgánov.

(52)

V článku 61 ods. 1 Dohody o EHP sa uvádza:

„Ak nie je touto dohodou ustanovené inak, pomoc poskytovaná členskými štátmi ES, štátmi EZVO alebo akoukoľvek formou zo štátnych prostriedkov, ktorá narúša hospodársku súťaž alebo hrozí narušením hospodárskej súťaže tým, že zvýhodňuje určité podniky alebo výrobu určitých druhov tovaru, je nezlučiteľná s fungovaním tejto dohody, pokiaľ ovplyvňuje obchod medzi zmluvnými stranami.“

(53)

Z tohto ustanovenia vyplýva, že ak má ísť o štátnu pomoc, musí opatrenie poskytovať príjemcovi hospodársku výhodu. V ďalšom texte dozorný úrad posudzuje otázku existencie hospodárskej výhody v danom prípade.

(54)

Súdny dvor Európskej únie uviedol, že na to, aby sa potvrdilo, či štátne opatrenie predstavuje pomoc, treba zistiť, či podnik, ktorý je jej príjemcom, tým získava hospodársku výhodu, ktorú by za bežných trhových podmienok nezískal (18). Na účely posúdenia existencie hospodárskej výhody uplatňuje dozorný úrad zásadu (hypotetického) investora v trhovom hospodárstve (19).

(55)

Ak bola príslušná transakcia uskutočnená v súlade so zásadou investora v trhovom hospodárstve, t. j. ak obec predala nárok na koncesnú energiu za jeho trhovú hodnotu a cena aj podmienky transakcie by pre obozretného súkromného investora v trhovom hospodárstve boli prijateľné, transakcia by nepriniesla spoločnosti NEAS hospodársku výhodu, a teda by nepredstavovala poskytnutie štátnej pomoci. Naopak štátna pomoc by mohla existovať, keby sa transakcia neuskutočnila za trhovú cenu.

(56)

Pri tomto posúdení nemôže dozorný úrad nahradiť obchodný úsudok obce Narvik svojím vlastným, čo znamená, že obec má ako vlastník nároku na koncesnú energiu priestor pre voľnú úvahu, aby rozhodla o tom, ako bude za bežných konkurenčných podmienok konať.

(57)

Hodnotenie ceny a podmienok zmluvy medzi obcou a spoločnosťou NEAS by sa malo zakladať na informáciách, ktoré mala obec Narvik k dispozícii v čase uzatvorenia zmluvy. Vo všeobecnosti by informované posúdenie ex ante stačilo na to, aby sa vylúčila existencia štátnej pomoci, a to aj v prípade, že by sa s odstupom času ukázalo, že predpoklady použité v posúdení boli nesprávne.

(58)

Dozorný úrad preto v ďalšom texte posudzuje, či obec Narvik konala ako súkromný trhový investor, keď uzatvorila zmluvu o predaji svojho nároku na koncesnú energiu.

(59)

Dozorný úrad si je vedomý okolností, za akých sa transakcia uskutočnila. Na základe informácií, ktoré poskytli nórske orgány, dozorný úrad usudzuje, že v čase uzatvorenia zmluvy bola obec v situácii, keď potrebovala jednak prístup k likvidných prostriedkom (aby mohla dodržať svoje záväzky z úverov), ako aj kapitál, ktorý by vložila do spoločnosti NEAS. Okrem toho treba poznamenať, že zákonom o spoločnostiach s ručením obmedzeným sa obmedzila možnosť začleniť do zmluvy mechanizmus úpravy ceny v prípade nepeňažného vkladu. V roku 1999 pred uzatvorením dohody o predaji v roku 2000 navyše obci Narvik vznikli pri predaji jej koncesnej energie straty. Obec sa preto rozhodla predať svoj nárok na koncesnú energiu na dlhšie obdobie pri súčasnom rešpektovaní jej deklarovanej stratégie maximalizácie výnosu z koncesnej energie.

(60)

Nórske orgány tvrdia, že dozorný úrad by mal vedieť vylúčiť existenciu výhody tak, že na daný prípad uplatní zásady usmernení SOL. Dozorný úrad poznamenáva, že hoci sa usmernenia SOL nevzťahujú na predaj nárokov na odkúpenie koncesnej energie, usmernenia naozaj predpisujú dve metódy, pomocou ktorých môžu verejnoprávne orgány zvyčajne zistiť trhovú cenu pri predaji pozemkov a budov vo verejnom vlastníctve a následne sa uistiť, že predaj nepredstavoval štátnu pomoc. Prvou metódou na vylúčenie prvku pomoci je predaj prostredníctvom nepodmieneného ponukového konania. Druhou metódou je predaj za cenu určenú na základe nezávislého odborného hodnotenia vykonaného v súlade so všeobecne uznávanými hodnotiacimi štandardmi.

(61)

Dozorný úrad uvádza, že pri predaji majetku prostredníctvom nepodmieneného ponukového konania sa zvyčajne vylúči existencia výhody. Platí to aspoň v skutočne otvorených ponukových konaniach, v ktorých je viac ako jeden uchádzač (20). Nárok obce Narvik na koncesnú energiu však nebol predaný prostredníctvom nepodmieneného ponukového konania.

(62)

Na druhej strane obec Narvik aj spoločnosť NEAS poverili externých poradcov vypracovaním dvoch hodnotení, ako sa uvádza v odôvodneniach 26 až 29. V správe DS1 a DS2, a ani v správe AA nie je dôkladne vysvetlené, aká metóda sa v hodnoteniach použila. Keďže dozorný úrad nemá k dispozícii ďalšie objasnenia, nemôže posúdil, či sa hodnotenia trhovej hodnoty vykonali v súlade so všeobecne uznávanými trhovými ukazovateľmi a hodnotiacimi štandardmi. Dozorný úrad sa preto nazdáva, že prínos správ DS1, DS2 a AA pre posudzovanie hodnoty nároku na koncesnú energiu je obmedzený. Na druhej strane sa v správe DT uvádza podrobné vysvetlenie hodnotení spoločnosti. Vďaka tomu možno jej výsledky testovať a overiť. Dozorný úrad preto považuje správu DT za najhodnovernejšiu. Podľa dozorného úradu skutočnosť, že všetky štyri správy priniesli podobné výsledky (21), však zvyšuje váhu výsledkov správy DT a, možno povedať, že aj váhu ostatných troch správ.

(63)

Dozorný úrad poznamenáva, že hoci cenu, ktorú určil nezávislý posudzovateľ hodnoty, možno zvyčajne stanoviť s cieľom vylúčiť existenciu výhody pri predaji ľahko oceniteľných pozemkov alebo budov, ktoré boli predmetom niekoľkých transakcií, nemusí tomu tak nutne byť v prípade pozemkov a budov s jedinečnejšími vlastnosťami alebo v prípade, že okolnosti predaja môžu vyvolať pochybnosti o tom, či odborné hodnotenie zohľadňuje skutočnú trhovú hodnotu nehnuteľnosti (22).

(64)

Ako je ďalej vysvetlené, zmluvy o dodávke energie za fixné ceny s dĺžkou trvania viac ako 6 rokov sú nezvyklé a neuzatvárajú sa bežne. Vzhľadom na chýbajúci trh, na ktorom by bolo možné pozorovať porovnateľné ceny, a vzhľadom na nestabilnosť cien za elektrickú energiu je odborné hodnotenie menej vhodným nástrojom určovania trhovej ceny v prípade zmluvy na obdobie 50,5 roka za fixnú cenu (23).

(65)

V každom prípade dozorný úrad pripomína, že test investora v trhovom hospodárstve, a nie usmernenia SOL, ktoré sa týkajú predaja verejných pozemkov a budov, je testom, ktorý sa uplatňuje pri posudzovaní toho, či zmluva o energii uzatvorená verejnoprávnym orgánom predstavuje zvýhodnenie podniku. Skutočnosť, že všeobecná zásada investora v trhovom hospodárstve sa vzťahuje na dlhodobé zmluvy o energii, potvrdil Všeobecný súd vo veci Budapesti Erőmű Zrt/Komisia, keď Všeobecný súd schválil prístup, ktorý zaujala Európska komisia (ďalej len „Komisia“) vo veci týkajúcej sa dlhodobých zmlúv o energii uzatváraných maďarskými orgánmi (24).

(66)

V danom prípade Komisia identifikovala hlavné metódy obchodných subjektov na európskych trhoch s elektrickou energiou, ktoré boli na účely jej analýzy relevantné, a posudzovala, či v tomto prípade boli dohody v súlade s uvedenými metódami alebo či boli zmluvy uzatvorené za podmienok, ktoré by neboli prijateľné pre subjekt konajúci výlučne na základe obchodných úvah (25).

(67)

Komisia zistila, že dlhodobé zmluvy o energii s dĺžkou trvania viac ako 6 rokov sa na európskom trhu uzatvárajú zriedka (26). Informácie, ktoré má k dispozícii dozorný úrad, toto zistenie potvrdzujú. Existuje preto len veľmi málo alebo nijaké dlhodobé zmluvy o energii, na základe ktorých by sa do budúcnosti mohla stanoviť referenčná cena za energiu predávanú na obdobie 50,5 roka.

(68)

Potenciálni kupujúci a predajcovia elektrární však musia urobiť dlhodobé odhady budúcich cien energie. Na základe tejto skutočnosti nórske orgány tvrdia, že predaj nároku obce Narvik na koncesnú energiu by sa mal prirovnať predaju vodnej elektrárne. Na podporu tohto tvrdenia poskytli nórske orgány dozornému úradu prieskum spoločnosti Pareto, ktorý ponúka prehľad o piatich vodných elektrárňach predaných v Nórsku v roku 2000.

(69)

Nórske orgány tvrdia, že tak v prípade predaja vodnej elektrárne, ako aj v prípade predaja nároku obce Narvik na koncesnú energiu predstavujú predajné ceny čistú aktuálnu hodnotu očakávaných peňažných tokov objemu výroby. Podobne ako obec Narvik a spoločnosť NEAS v tomto prípade bude teda akýkoľvek kupujúci alebo predajca vodnej elektrárne musieť posudzovať hodnotu elektrárne na základe očakávaných príjmov z výroby po odpočítaní očakávaných nákladov diskontovaných podľa príslušnej diskontnej sadzby na obdobie, počas ktorého danú vodnú elektráreň môže využívať nový vlastník.

(70)

Nórske orgány tvrdia, že po úprave zohľadňujúcej určité relevantné faktory sú ceny piatich vodných elektrární uvedených v správe spoločnosti Pareto porovnateľné s cenou dosiahnutou pri predaji nároku obce Narvik na koncesnú energiu. V tejto súvislosti dozorný úrad uvádza korekčné faktory, na ktoré odkazujú nórske orgány, ako je vysvetlené v kapitole I.11.

(71)

V prípade piatich vodných elektrární sa predajné ceny za KWh výrobnej kapacity pohybovali v rozmedzí od 1,66 do 1,74 NOK. Trvalým predajom majetku sa zvýši čistá aktuálna hodnota majetku v porovnaní s predajom nároku na odkúpenie koncesnej energie na obdobie 50,5 roka, keďže sa predpokladá, že po 50,5 roku bude mať majetok pozitívny peňažný tok. Nórske orgány predpokladajú mieru kapitalizácie na úrovni 4 %, čo povedie k úprave predajnej ceny smerom nadol približne o 10 – 15 % s cieľom porovnať trvalý predaj s časovo obmedzeným predajom koncesnej energie (27).

(72)

Druhý rozdiel medzi trvalým predajom a predajom nároku na odkúpenie koncesnej energie na obdobie 50,5 roka sa týka nákladovej základne, ktorá by sa mala v modeli čistej aktuálnej hodnoty použiť – celkové výrobné náklady oproti cene za koncesiu. Nórske orgány tvrdia, že bežné prevádzkové náklady vrátane reinvestícií predstavovali v prípade novšej elektrárne približne 0,05 NOK za KWh, zatiaľ čo ministerská cena v danom čase predstavovala približne 0,10 NOK za KWh.

(73)

Na to, aby bolo možné posúdiť, či ceny za elektrárne primerane reprezentujú trhovú cenu za hodnotenú koncesnú energiu, je potrebné podrobnejšie preskúmať každý prvok tohto tvrdenia. Posúdenie dozorného úradu sa zakladá na informáciách, ktoré poskytli nórske orgány, a na iných verejne dostupných informáciách.

(74)

V nasledujúcej analýze sú vo všetkých výpočtoch použité nominálne hodnoty (28).

(75)

V prípade piatich vodných elektrární uvedených v prieskume spoločnosti Pareto sa predajné ceny za KWh výrobnej kapacity pohybovali v rozmedzí od 1,66 do 1,74 NOK. V správe, ktorú vydala ekonomická poradenská firma Econ Pöyry analyzujúca predaje elektrární medzi rokmi 1996 a 2005, je priemerná transakčná hodnota v roku 2000 podľa všetkého o niečo vyššia, pričom sa odhaduje približne na úrovni 1,85 NOK. Podľa tej istej správy sa v roku 1999 dosiahla približne rovnaká cena. Zdá sa teda, že porovnávané cenové rozmedzie je o niečo vyššie ako cenové rozmedzie uvedené v prieskume spoločnosti Pareto. Keďže v správe ECON sa uvádza vyššia priemerná transakčná hodnota ako v prieskume spoločnosti Pareto, dozorný úrad v ďalšej analýze použije rozmedzie od 1,70 do 1,80 NOK.

(76)

Druhým faktorom, ktorý treba zvážiť, je otázka, ako prispôsobiť cenové úrovne pri trvalom predaji cenovým úrovniam predaja s časovým obmedzením 50,5 roka. Nórske orgány tvrdia, že pri miere kapitalizácie na úrovni 4 % je primeraný korekčný faktor na úrovni 10 – 15 %. Dozorný úrad sa domnieva, že výber miery kapitalizácie úzko súvisí s výberom diskontnej sadzby v modeli čistej aktuálnej hodnoty. Nominálna diskontná sadzba po zdanení, ktorá sa použila v správe DT, bola 6,8 %, zatiaľ čo v správe AA sa použila diskontná sadzba po zdanení na úrovni 7 %. Treba tiež poznamenať, že riaditeľstvo NVE použilo pri hodnotení projektov nových vodných elektrární sadzbu 6,5 % (29). V modeli výpočtu režijnej ceny sa používa sadzba 6 % (30). Dozorný úrad sa na základe uvedených skutočností domnieva, že primeraná diskontná sadzba, a teda primeraná miera kapitalizácie, ktoré by sa mali použiť pri porovnávaní trvalého predaja s časovo obmedzeným predajom, sa v nominálnom vyjadrení po zdanení pohybuje v rozmedzí 6 – 7 %. Na tomto základe primeraná úprava hodnoty z trvalého predaja na predaj na obdobie 50,5 roka nie je v rozmedzí 10 – 15 %, ako tvrdia nórske orgány, ale v rozmedzí 4 – 5 %.

(77)

Tretím faktorom, ktorý treba zvážiť, je očakávaná budúca trhová cena elektrickej energie. Ako už bolo vysvetlené, predpovedanie budúcich cien energie na obdobie 50 alebo viac rokov je problematické. V uvedených hodnotiacich správach, najmä v správach AA a DT sa počíta s tým, že trhová cena energie sa bude stabilne zvyšovať počas obdobia 10 – 20 rokov, pričom po tomto období sa očakáva, že ceny zostanú v reálnom vyjadrení konštantné (t. j. vzrastú iba o očakávanú infláciu) (31). Z toho vyplýva, že v danom čase existoval na trhu konsenzus, že budúce ceny energie v dlhodobom horizonte zostanú v reálnom vyjadrení konštantné a nebudú rásť (32). Dozorný úrad sa domnieva, že rovnaká neistota v súvislosti s budúcimi cenami energie existovala u všetkých účastníkov trhu, aj u tých, ktorí nakupovali a predávali elektrárne v tom istom období, v ktorom došlo k predaju nároku na koncesnú energiu. Neexistuje preto dôvod domnievať sa, že jednotliví účastníci trhu majú prístup k podstatne odlišným informáciám o očakávaniach trhovej ceny.

(78)

Ak sa z oblasti príjmov presunieme do oblasti nákladov, porovnanie predložené nórskymi orgánmi odkazuje na scenár, v ktorom medzi peňažnými výdavkami za KWh existuje medzi trvalým predajom a predajom koncesnej energie za 0,05 NOK rozdiel, a to v dôsledku očakávanej ceny koncesie na úrovni približne 0,10 NOK a prevádzkových nákladov vrátane reinvestícií na úrovni približne 0,05 NOK.

(79)

Pokiaľ ide o ministerskú cenu koncesnej energie, poradcovia, ktorí poskytovali poradenstvo obci Narvik a spoločnosti NEAS, očakávali, že ceny zostanú v reálnom vyjadrení relatívne konštantné, čo znamená, že sa neočakávali výrazné výnosy ani veľká nestabilita nákladovej základne. V zásade sa očakával rast ministerskej ceny koncesnej energie spolu s infláciou (33). Na základe dostupných informácií dospel dozorný úrad k názoru, že k rovnakým predpokladom by dospel aj obozretný investor, a preto sa domnieva, že v ďalšej cenovo-nákladovej analýze by v súvislosti s cenou koncesnej energie nedošlo k väčším zmenám. Tieto náklady tvoria relevantné peňažné výdavky pri výpočte hodnoty koncesnej energie (34).

(80)

Keďže existuje niekoľko premenných, ktoré môžu ovplyvniť úroveň peňažných výdavkov v čase, je potrebné posúdiť údaj 0,05 NOK kombinujúci prevádzkové náklady a náklady na reinvestície, a to na základe viacerých jeho zložiek.

(81)

Po prvé je zrejmé, že elektráreň bude mať určitú úroveň všeobecných nákladov na prevádzku a údržbu. Predpokladá sa, že náklady na prevádzku a údržbu vodnej elektrárne sú vo všeobecnosti relatívne nízke a konštantné a pohybujú sa v rozmedzí 0,02 – 0,05 NOK za KWh (35). Svedčia o tom aj údaje o nákladoch použité na stanovenie ministerskej ceny. V roku 2000 predstavovali náhrady za náklady na prevádzku a údržbu podľa tohto modelu sumu 0,267 NOK za KWh.

(82)

Pre výpočet čistej aktuálnej hodnoty majú význam aj iné peňažné výdavky. Pri výpočte ministerskej ceny z roku 2000 sa dane kompenzovali sumou 0,021 NOK. Skutočná výška dane uloženej danej elektrárni by samozrejme závisela od zisku, ale vzhľadom na to, že ministerská cena má reprezentovať priemerné náklady bežných elektrární v Nórsku, je vhodné predpokladať daňové náklady vo výške približne 0,02 NOK za KWh.

(83)

Konečnú časť peňažných výdavkov v čistej aktuálnej hodnote tvoria náklady na reinvestície, ktoré v rozhodujúcej miere závisia od načasovania a od úrovne reinvestičných potrieb elektrárne. Dozorný úrad usudzuje, že na účely účtovníctva je hospodárska životnosť vodnej elektrárne 40 rokov (36), skutočná životnosť však môže byť dlhšia. Úroveň reinvestícií je v mnohých prípadoch vysoká, preto má načasovanie peňažných výdavkov, ako tvrdia aj nórske orgány, veľký význam pre výpočet čistej aktuálnej hodnoty. Ak k reinvestícii dôjde na začiatku výpočtového obdobia, zníženie čistej aktuálnej hodnoty je podstatne väčšie ako v prípade, keď k reinvestícii dôjde v neskoršej fáze výpočtového obdobia. Nórske orgány však dozornému úradu neposkytli informácie o potrebách reinvestícií vodných elektrární predaných v rokoch 1999 a 2000, ktoré používajú ako základ pre svoje porovnanie. Dozorný úrad poznamenáva, že tieto informácie pravdepodobne nie sú ľahko dostupné alebo nie je jednoduché ich získať vzhľadom na ich vek a predpokladanú citlivosť z obchodného hľadiska.

(84)

Pokiaľ ide o úpravu cien v prípade vodných elektrární s cieľom zohľadniť dva spomenuté rozdiely, časové trvanie a nákladovú základňu, nórske orgány tvrdia, že cenové rozmedzie od 1,66 do 1,74 NOK za KWh je porovnateľné s výslednou cenou za koncesnú energiu na úrovni približne 1,00 NOK za KWh (37). Ako už bolo vysvetlené, z informácií, ktoré má dozorný úrad k dispozícii, vyplýva, že priemerná transakčná hodnota v rokoch 1999 a 2000 bola o niečo vyššia ako toto rozmedzie (približne 1,85 NOK). Dozorný úrad preto nebude porovnávať cenové rozmedzie od 1,70 do 1,80 NOK za KWh s cenou 1,00 NOK, ku ktorej dospela obec Narvik.

(85)

Prvá úprava by sa vykonala s cieľom zabezpečiť porovnateľnosť cien pri trvalom predaji a v prípade zmluvy na 50,5 roka. Dozorný úrad použil mieru kapitalizácie 6 %, ktorá znižuje hodnoty trvalého predaja približne o 5,5 %. Porovnateľné rozmedzie cien získaných pri predaji elektrární je preto 1,61 – 1,70 NOK. Na to, aby bol test trhového investora úspešný a aby sa vylúčila pomoc, by rozdiel v čistých peňažných tokoch na úrovni 0,61 – 0,70 NOK za KWh medzi cenami za koncesnú energiu a prevádzkovými nákladmi elektrárne musel tento rozdiel vysvetľovať.

(86)

Celkové prevádzkové náklady, ako bolo uvedené, sa podľa odhadov pohybujú v rozmedzí od 0,02 do 0,05 NOK za KWh plus odhadovaná suma 0,02 NOK za KWh na dane, čo zodpovedá sume 0,04 – 0,07 NOK za KWh. Okrem toho je potrebné zohľadniť reinvestície, ktorých finančný účinok závisí od načasovania a výšky, a je preto problematické ho kvantifikovať.

(87)

Dozorný úrad pri zohľadnení uvedených skutočností uskutočnil analýzu citlivosti pre predaj 128 GWh (38) koncesnej energie na obdobie 50,5 roka. Dozorný úrad testoval rôzne kombinácie nákladov a diskontných sadzieb, pričom nominálne diskontné sadzby po zdanení sa pohybovali v rozmedzí od 5,5 % do 7,5 % a celkové prevádzkové náklady sa pohybovali medzi 0,05 a 0,09 NOK za KWh, ako sa uvádza v nasledujúcej tabuľke.

(88)

Výsledky sú pod rozmedzím 0,61 až 0,70 NOK v prípade, keď sú prevádzkové náklady na úrovni 0,09 NOK, a to pri akejkoľvek diskontnej sadzbe v rozmedzí 5,5 % – 7,5 %, alebo v prípade, keď sú prevádzkové náklady na úrovni 0,08 NOK a diskontná sadzba je zároveň na úrovni 7,5 % alebo vyššia. V týchto scenároch je rozdiel medzi cenou za koncesnú energiu a prevádzkovými nákladmi taký malý, že pri výpočte čistej aktuálnej hodnoty rozdielu nevysvetľuje rozdiel pri vyšších cenách dosiahnutých pri trvalých predajoch vodných elektrární. Týka sa to však iba situácií, v ktorých sú prevádzkové náklady pri zahrnutí nákladov na reinvestície o 60 až 80 % vyššie ako odhadované náklady podľa nórskych orgánov.

(89)

Dozorný úrad posúdil otázku, či dohoda obce Narvik so spoločnosťou NEAS znamenala výhodu pre spoločnosť, a to na základe informácií, ktoré mu poskytli nórske orgány. Dozorný úrad zistil, že hodnota štyroch odborných hodnotení je obmedzená. V spojitosti s vývojom budúcich cien elektrickej energie v priebehu dlhších období existujú početné nezrovnalosti. Dlhodobé zmluvy v oblasti energetiky bez doložiek o úprave ceny nie sú bežné.

(90)

Okrem toho nie je zrejmé, či predaj elektrární ako taký možno porovnávať s predajom koncesnej energie, keďže trvalý predaj je konečné rozhodnutie, pri ktorom je potrebné posúdiť riziko týkajúce sa časovo neobmedzenej alebo budúcej hodnoty. To neplatí pre predaj koncesnej energie, pri ktorom môže byť optimálna dĺžka zmluvy v súvislosti s rizikom a hodnotou odlišná.

(91)

Dozorný úrad však zobral na vedomie osobitné okolnosti prípadu vrátane skutočnosti, že obec Narvik zaznamenala pri predaji koncesnej energie straty tesne predtým, ako bola so spoločnosťou NEAS uzatvorená zmluva na 50,5 roka, v spojení so skutočnosťou, že obec potrebovala prístup k likvidným prostriedkom, aby mohla splatiť svoje dlhy a zároveň uskutočniť plánovanú investíciu do spoločnosti NEAS.

(92)

Práve vzhľadom na uvedené osobitné okolnosti akceptuje dozorný úrad argument, že predmetnú transakciu možno napriek jej veľmi dlhému trvaniu a neistote v súvislosti s budúcimi cenami za energiu porovnať s predajmi vodných elektrární, ktoré sa uskutočnili v rokoch 1999 a 2000. Dozorný úrad preto v tomto konkrétnom prípade akceptuje, že ceny za predané vodné elektrárne predstavujú vhodný ukazovateľ trhovej ceny pre dlhodobý predaj predmetných nárokov na koncesnú energiu. Na základe dôkazov, ktoré dozornému úradu poskytli nórske orgány, a na základe vysvetlení príslušných rozdielov sa zdá, že obec Narvik dospela k cene porovnateľnej s cenou v prípade predajov elektrární v rokoch 1999 a 2000.

(93)

Na základe týchto skutočností dospel dozorný úrad v konečnom dôsledku k záveru, že obec Narvik pri uzatváraní zmluvy so spoločnosťou NEAS o predaji svojho nároku na koncesnú energiu postupovala pri svojom rozhodovaní ako investor v trhovom hospodárstve.

(94)

Nemožno preto tvrdiť, že zmluva poskytuje spoločnosti NEAS výhodu a nepredstavuje teda štátnu pomoc v zmysle článku 61 Dohody o EHP,