19.12.2013   

SV

Europeiska unionens officiella tidning

L 343/63

(1)

Genom en skrivelse av den 7 januari 2009 ingavs klagomål mot Narviks kommun (Narvik kommune, nedan kallad kommunen) angående försäljningen av kommunens rätt till koncessionskraft till Narvik Energi AS (nedan kallat NEAS). Skrivelsen mottogs och registrerades av myndigheten den 14 januari 2009 (2). Genom en skrivelse av den 16 juli 2009 (3) begärde myndigheten ytterligare upplysningar av de norska myndigheterna. Genom en skrivelse av den 2 oktober 2009 (4) besvarade de norska myndigheterna begäran om uppgifter.

(2)

Den 14 december 2011 inledde myndigheten ett förfarande enligt artikel 1.2 i del I av protokoll 3 i övervakningsavtalet genom att anta beslut nr 393/11/KOL (nedan kallat beslut 393/11/KOL). Genom en skrivelse av den 23 februari 2012 (5) lämnade de norska myndigheterna synpunkter rörande beslutet.

(3)

Den 26 april 2012 offentliggjordes beslutet i Europeiska unionens officiella tidning och i EES-supplementet till denna (6). Genom e-post av den 25 maj 2012 (7) mottog myndigheten synpunkter från en berörd part. Genom e-post av den 28 juni 2012 (8) vidarebefordrade myndigheten dessa till de norska myndigheterna. Genom en skrivelse av den 30 november 2012 (9) lämnade de norska myndigheterna ytterligare information.

(4)

I klagomålet hävdas att Narvik kommune genom att ingå avtal med NEAS om försäljning av 128 GWh årlig koncessionskraft för en period på 50,5 år har sålt sina rättigheter att köpa koncessionskraft betydligt under marknadspriset och därmed beviljat NEAS olagligt statligt stöd.

(5)

I klagomålet hävdas ytterligare att beslutet om att ingå avtalet antogs av kommunstyrelsen i Narvik (Narvik bystyre, nedan kallat bystyret) på grundval av felaktig och/eller ofullständig information. Det hävdas att expertrapporter, i vilka kritik framfördes mot avtalets löptid och de inneboende svårigheterna med att fastställa ett marknadspris för el, inte förmedlades till bystyret före beslutet om att ingå avtalet.

(6)

I Norge krävs i regel koncession för att driva större vattenkraftverk. De vattenkraftverk som har koncession för att utnyttja vattenfall är skyldiga att sälja en viss volym av sin årsproduktion till den kommun där vattenkraftverket finns. Den elvolym som kommunen har rätt att köpa kallas koncessionskraft. Systemet fastställs i avsnitt 2.12 i lagen om industrikoncession (10) och avsnitt 12.15 i lagen om reglering av vattenfall (11).

(7)

Den rättsliga motiveringen är att kommunerna bör tillförsäkras tillräcklig elförsörjning till ett skäligt pris. Koncessionskraftens volym bestäms därför utifrån varje enskild kommuns allmänna behov av elförsörjning (12) och kan utgöra upp till 10 % av ett kraftverks årsproduktion. Det finns dock inga begränsningar rörande kommunernas utnyttjande av koncessionskraft. Kommunerna kan således använda den, sälja den eller använda den på annat sätt som de anser vara lämpligt.

(8)

Denna rättighet medför ingen skyldighet för kommunerna att köpa koncessionskraft. För koncessioner före 1983 gäller en klausul om att när en kommun en gång har beslutat att inte utnyttja sin rätt till koncessionskraft, förlorar den sin rätt till koncessionskraft i framtiden.

(9)

I lagstiftningen fastställs två ordningar för prissättning av koncessionskraft, den första för koncessioner som har beviljats före den 10 april 1959, och den andra för koncessioner som har beviljats från och med den 10 april 1959.

(10)

För koncessioner som har beviljats före den 10 april 1959 beräknas priset på koncessionskraft som en funktion av kraftverkets självkostnadspris plus en premie på 20 %. Denna modell tillämpas fortfarande på koncessioner som har beviljats före den 10 april 1959, och kallas i fortsättningen självkostnadsmodellen. Koncessionskraft som säljs enligt denna prissättningsmodell kallas i fortsättningen koncessionskraft enligt självkostnadspris.

(11)

För koncessioner som har beviljats efter den 10 april 1959 sätts koncessionspriset av olje- och energidepartementet (Olje- og energidepartementet) på grundval av medelkostnaden för ett representativt urval av vattenkraftverk i hela landet. Detta pris kallas i fortsättningen departementspris. Koncessionskraft som säljs enligt denna prissättningsmodell kallas i fortsättningen koncessionskraft enligt departementspris.

(12)

Enligt lagen om industrikoncessioner kan kommunernas rätt till koncessionskraft tas upp för granskning av Norges vattendrags- och energidirektorat (Norges vassdrags- och energidirektorat, nedan kallat NVE) 20 år efter att koncessionen har beviljats (13). Enligt de norska myndigheterna kan granskningen leda till att NVE justerar volymen koncessionskraft, men den kan inte leda till väsentliga ändringar av kommunens rätt till koncessionskraft. Huvuddelen av Narviks rätter till koncessionskraft förfaller till granskning år 2019.

(13)

Kommunerna bär kostnaderna för att mata koncessionskraften till nätet.

(14)

Narvik har en årlig rätt till totalt cirka 128 GWh koncessionskraft, varav cirka 116,3 GWh prissätts enligt departementspris och återstoden på cirka 11,7 GWh prissätts enligt självkostnadspris. Enligt de norska myndigheterna var departementspriset år 2000 cirka 0,10 NOK och det relevanta självkostnadspriset för Håkvik och Nygård låg år 2000 mellan 0,14 och 0,178 NOK.

(15)

NEAS finns i kommunen Narvik i fylket Nordland. NEAS producerar och säljer el. Fram till 2001 ägdes NEAS till 100 % av Narvik kommune. År 2001 sålde Narvik 49,99 % av sin andel till två kraftverksföretag, Vesterålskraft AS och Hålogalandskraft AS.

(16)

Efter en sammanslagning år 2006 och namnändring år 2009 utgör NEAS nu del av företaget Nordkraft AS (nedan kallat Nordkraft).

(17)

Fram till slutet av 1998 sålde Narvik sin årliga rätt på cirka 128 GWh koncessionskraft till NEAS inom ramen för korttids- eller långtidsavtal. I början av 1999, efter att Narvik misslyckats att nå avtal med NEAS, sålde Narvik sin koncessionskraft på en elkraftbörs till spotmarknadspris.

(18)

I mars 1999 anordnade kommunen ett anbudsförfarande för försäljning av sin koncessionskraft för återstoden av 1999. Den 30 mars 1999 slöt Narvik avtal med Kraftinor AS som gett det högsta budet. Priset var 109,50 NOK per MWh. Eftersom Narvik betalade 111,10 per MWh plus matningskostnader på 20 NOK per MWh för koncessionskraften, gick Narvik med en förlust på cirka 2,3 miljoner NOK inom ramen för detta avtal. Narvik hade ursprungligen förväntat sig ett överskott på 3,5 miljoner NOK.

(19)

Den 19 oktober 1999 rekommenderade kommunstyrelsens verkställande kommitté (Narvik bystyres formannskap, nedan kallat formannskapet) för bystyret att det övergripande målet för hantering av kommunens koncessionskraft skulle vara att maximera avkastningen på lång sikt i syfte att få en stabil planeringshorisont. Den föreslagna strategin för att nå detta mål bestod av fyra delar:

(20)

Bystyret bekräftade rekommendationerna från formannskapet med en justering som föreslagits av kommunordföranden och som bekräftades i form av en ändring till strategin: I stället för att kommunordföranden uttryckligen beviljas fullmakt att ingå avtal enligt den strategi som fastslagits av bystyret fastställdes i det slutliga beslutet att som ett första steg i genomförandet av denna strategi har NEAS fått inbjudan om att diskutera deras intresse i frågan enligt det som anges i deras skrivelse till kommunen av den 9 november

(21)

I en skrivelse från NEAS av den 9 november 1999 ifrågasattes den föreslagna strategin om att sälja koncessionskraften inom ramen för olika avtal och olika löptider för att diversifiera risken. I stället föreslog NEAS ett långtidsavtal (”t.ex. 50 år”) och var villigt att inkludera en klausul om prisjustering i avtalet med Narvik.

(22)

Även i en skrivelse av den 15 april 1999 uttryckte NEAS sitt intresse för att ingå ett långtidsavtal rörande koncessionskraft, främst genom förskottsbetalning av en klumpsumma eller i form av långtidsleasing – ursprungligt förslag 60 år – med årliga betalningar till Narvik.

(23)

Utöver frågan om koncessionskraft diskuterades även NEAS framtida roll på marknaden och Narviks roll som ägare av NEAS.

(24)

Enligt de norska myndigheterna noterade NEAS vid tidpunkten en omfattande regional konsolidering bland elföretag och inträdet av nationella/internationella aktörer på de lokala marknaderna. NEAS behövde stärka sina tillgångar för att kunna anskaffa andelar i andra elföretag, särskilt Nordkraft AS. NEAS hade också undertecknat avsiktsförklaringar med Hålogaland Kraft AS och Vesterålskraft AS i syfte att bilda ett regionalt produktionsföretag och ett regionalt transportföretag. Avsikten var att dessa förändringar skulle träda i kraft från och med den 1 januari 2001. För att NEAS skulle kunna slutföra dessa transaktioner med en kombination av eget kapital och lånat kapital förväntades att Narvik – enda ägaren av NEAS – skulle injicera tilläggskapital i NEAS.

(25)

Vid bystyrets möte den 16 december 1999 fattades beslut om att kommunens ägarandel i NEAS, företagets behov av kapital och hanteringen av koncessionskraft skulle bedömas gemensamt av en förhandlingsgrupp bestående av kommunordföranden, vice ordföranden (varaordfører) och chefen för upphandling inom kommunal förvaltning (nedan kallad förhandlingsgruppen).

(26)

NEAS beställde två rapporter från Arthur Andersen (nedan kallat AA) och Deloitte & Touche (nedan kallat DT) för att bestämma värdet på koncessionskraften enligt departementspris. I rapporten från AA tillämpas en metod med nettonuvärde men de underliggande antagandena beskrivs inte närmare. Även i rapporten från DT används metoden med nettonuvärde men i den går man längre än i rapporten från AA när det gäller att förklara relevanta antaganden och beräkningar. Som exempel kan nämnas att rapporten från DT innehåller detaljerade redogörelser för hur den behövliga avkastningen bestäms på grundval av prissättningsmodellen för kapitaltillgångar (CAPM) och hur den vägda genomsnittliga kapitalkostnaden (WACC) bestäms. Analysen innehåller också en detaljerad beskrivning av beräkningen av koncessionspriset och inkluderar känslighetsanalys baserad på stegvis ökning både av elpriset och WACC.

(27)

Narvik beställde två rapporter från Danske Securities (nedan kallade DS1 och DS2). För den första rapporten, DS1, fick Danske Securities i uppdrag att bedöma huruvida kommunen skulle sälja eller inte sälja sin rätt till koncessionskraft på marknaden eller överföra den till NEAS. I DS1 gav Danske Securities, på eget initiativ, en uppskattning av värdet på rätten till koncessionskraft för en period på 50 år. Danske Securities lade fram antaganden rörande framtida utveckling av elpriserna men i övrigt fanns det ingen närmare vägledning om hur värdet på rätten till koncessionskraft hade beräknats.

(28)

För DS2 begärde Danske Securities pris- och kostnadsförväntningar från tre marknadsoperatörer: CBF Kraftmegling AS (nedan kallad CBF), Norwegian Energy Brokers AS (nedan kallad NEB) och Statkraft SF (nedan kallad Statkraft). På grundval av dessa förväntningar beräknade Danske Securities ett uppskattat marknadsvärde för rätten till koncessionskraft. Enligt förväntningarna från CBF skulle grunduppskattningen vara 127 miljoner NOK. Enligt förväntningarna från NEB skulle grunduppskattningen vara 75 miljoner NOK. Eftersom NEB inte hade gjort någon inflationsjustering av pris- och kostnadsförväntningarna, ansåg Danske Securities att förväntningarna från NEB inte var trovärdiga. Förväntningarna enligt Statkraft låg inom intervallet 115–140 miljoner NOK. På grundval av dessa tre uppskattningar slöt Danske Securities sig till att det uppskattade nettonuvärdet för rätten till koncessionskraft skulle ligga inom intervallet 100–140 miljoner NOK.

(29)

Ett sammandrag av de fyra rapporterna finns i tabellen nedan. I fortsättningen kallas dessa rapporter gemensamt de fyra rapporterna.

(30)

Utöver de externa bedömningarna gjorde den upphandlingsansvarige i Narvik kommune interna bedömningar.

(31)

I den första bedömningen som lades fram för formannskapet i oktober 1999 konstaterades att den övergripande risken för kommunen var hög för långtidsavtal definierade mellan 10 och 40 år.

(32)

I den andra bedömningen som lades fram för förhandlingsgruppen den 16 mars 2000 behandlades flera alternativ för hantering av koncessionskraft. Vid den tidpunkten hade dock förhandlingsgruppen begränsat mandatet till att enbart bedöma risken, tiden fram till betalning, skatteföljder och vinstmaximering för tre scenarier (som alla innebar att Narvik överför rätterna till koncessionskraft till NEAS för 50 år och minskar sitt innehav i NEAS). Trots detta fortsatte den upphandlingsansvarige i sin andra bedömning att fokusera på vikten av avtalets löptid. Hans bedömning av marginalvärdet för rätten till koncessionskraft över tiden var att … ett så långt avtal som 50 år ger ett mycket litet mervärde för oss som säljare jämfört med ett avtal med kortare löptid (t.ex. 20 år med 83 miljoner NOK).

(33)

Efter interna diskussioner rörande fördelar och nackdelar med ett långtidskontrakt lämnade förhandlingsgruppen sin rekommendation till bystyret om att ett kontrakt med en löptid på 50,5 år vore lämpligt för att minska kommunens risk och ge en långsiktig planeringshorisont.

(34)

NEAS hade endast velat köpa 116,3 GWh av koncessionskraft enligt departementspris. Vid förhandlingarna med företaget insisterade dock Narvik på att rätten till koncessionskraft köps fullt ut och att självkostnadsandelen på 11,7 GWh kopplas till koncessionskraft enligt departementspris.

(35)

I maj 2000 kom parterna slutligen överens om att ta hela mängden 128 GWh koncessionskraft som täcks av avtalet och att NEAS betalar 120 miljoner NOK för koncessionskraften enligt departementspris och 6 miljoner NOK för koncessionskraften enligt självkostnadspris.

(36)

Den 25 maj 2000 beslutade bystyret att kommunen säljer sin årliga rätt på 128 GWh koncessionskraft till NEAS för 50,5 år för 126 miljoner NOK.

(37)

Den 16 oktober 2000 formaliserade Narvik och NEAS överenskommelsen genom att teckna ett avtal genom vilket Narvik sålde rätten till koncessionskraft enligt de ovan beskrivna villkoren. Avtalet innehöll ingen prisjusteringsmekanism och beloppet skulle betalas i förskott som en klumpsumma.

(38)

Den 29 november 2000 tecknade Narvik och NEAS ett tilläggsavtal genom vilket NEAS åtog sig att betala 60 miljoner NOK kontant till Narvik för köpet av rätten till koncessionskraft, och återstoden på 66 miljoner NOK som ett kapitalbidrag i natura som injiceras i NEAS (som vid den tidpunkten ägdes till 100 % av kommunen).

(39)

År 2001 sålde Narvik 49,99 % av sina andelar i NEAS till två kraftverksföretag, Vesterålskraft AS och Hålogalandskraft AS.

(40)

De norska myndigheterna anser att avtalet med NEAS slöts på marknadsvillkor. De betonade för det första att avtalet slöts eftersom Narviks finanser var ansträngda och det fanns ett behov av likvida medel. För det andra behövde NEAS rekapitalisering för att strukturera företaget och skapa ett större regionalt företag. Och slutligen, när avtalet slöts hade kommunen sålt koncessionskraft med förlust eftersom priset på koncessionskraft var högre än det pris som erhölls på marknaden. Som exempel kan nämnas att Narvik under perioden mellan april 1999 och december 1999 förlorade 2,3 miljoner NOK genom försäljning av koncessionskraft.

(41)

I fråga om regleringsrisken har de norska myndigheterna konstaterat att NEAS bär hela risken. De hävdar att det sannolikt handlar om en risk rörande minskad kvantitet, snarare än ökad kvantitet av koncessionskraft, vilket skulle minska sannolikheten för stöd.

(42)

De norska myndigheterna hävdar att ett lämpligt riktmärke för marknadsvärdet av ett avtal på 50,5 år är en permanent försäljning av ett kraftverk och att de priser som NEAS erhöll, med justering för relevanta skillnader, var i linje med prisnivåerna för försäljning av kraftverk under samma period.

(43)

För prisuppgifter rörande försäljning av kraftverk år 2000 hänvisar de norska myndigheterna till en så kallad realtidsgranskning av elmarknaden för år 2000 som gjordes av Pareto (nedan kallad Pareto-granskningen). Enligt den varierade marknadspriserna för kraftverk som såldes år 2000 mellan 1,64 och 1,77 NOK per kWh årlig produktionskapacitet. Narviks försäljning av rätten till koncessionskraft motsvarar cirka 1,00 NOK per kWh årlig produktionskapacitet. Enligt de norska myndigheterna kan skillnaderna mellan dessa prisuppgifter förklaras med följande faktorer.

(44)

För det första, år 2000 uppgick de typiska driftskostnaderna inklusive fortlöpande reinvestering (utan nedskrivning) för ett nytt kraftverk till cirka 0,05 NOK per kWh per år (plus matningskostnader). NEAS förväntade fortlöpande betalning var det dubbla; cirka 0,10 NOK per kWh per år (plus matningskostnader) för koncessionskraft enligt departementspris och mellan 0,14 och 0,178 per kWh (plus matningskostnader) per år för koncessionskraft enligt koncessioner beviljade före den 10 april 1959. År 2000 var det förväntade marknadspriset cirka 0,12 per kWh. Således skulle scenariot för år 2000 ge en nettovinst på 0,07 NOK per kWh för en kraftverksägare, jämfört med 0,02 NOK per kWh för koncessionskraft. När avtalet slöts var det förväntade priset för år 2010 0,20 NOK. På grundval av den uppskattningen skulle scenariot för år 2010 ge en nettovinst på 0,15 NOK per kWh för en kraftverksägare, jämfört med 0,10 NOK per kWh för koncessionskraft.

(45)

För det andra hävdar de norska myndigheterna att priserna för försäljning av de fem kraftverken enligt Pareto-granskningen måste minskas med cirka 10–15 % när man tillämpar en kapitaliseringstakt på 4 % för att kompensera för skillnaden mellan kapitalisering över oändlig tid (kapitaliseringsfaktor 25) och 50 år (kapitaliseringsfaktor 21,48).

(46)

De norska myndigheterna tillägger att den största inverkan på beräkningen av nettonuvärde sker under de första åren och att de tunga reinvesteringskostnader som hör samman med ägarskap typiskt kommer i ett senare skede och därför endast har en liten minskningsinverkan på beräkningen av nettonuvärde.

(47)

Med beaktande av detta hävdar de norska myndigheterna att det finns en nära korrelation mellan å ena sidan försäljningar av kraftverk för cirka 1,64–1,77 NOK per kWh årlig produktionskapacitet och å andra sidan hyror (betalning för eltillträde för 50,5 år) på cirka 1,00 NOK per kWh koncessionskraft.

(48)

De norska myndigheterna hävdar således att en jämförelse där man gör justeringar för dessa faktorer visar att det pris som NEAS betalade för koncessionskraft kunde jämföras med priset på kraftverk som sålts under samma period och att slutledningen om prisnivå har stöd av DT-rapporten och de två DS-rapporterna som föregick avtalet om koncessionskraft för 50,5 år.

(49)

Genom hänvisning till myndighetens beslut om riktlinjer för inslag av stöd i offentliga myndigheters försäljning av mark och byggnader (nedan kallade myndighetens riktlinjer) (16) hävdar de norska myndigheterna att ett konkurrensutsatt och villkorslöst anbudsförfarande är den enda metod som myndigheten godkänner för bestämning av marknadspriserna vid försäljning av offentliga tillgångar. De norska myndigheterna betonar att myndigheten i sina riktlinjer också erkänner att en marknad fri från stöd kan etableras på grundval av en oberoende expertutvärdering. De norska myndigheterna noterar att DT-rapporten och de två DS-rapporterna levererades innan avtalet för 50,5 år slöts. I den andra DS-rapporten bestämdes värdet på grundval av ”direkt marknadsundersökning” som enligt de norska myndigheterna resulterade i marknadstest som kan likställas med ett anbudsförfarande. De norska myndigheterna noterar också att slutpriset låg inom den högre nivån av de tre värderingarna.

(50)

De norska myndigheterna hävdar vidare att det var lämpligt att inte inkludera någon klausul om prisjustering eftersom priset betalades som en klumpsumma och inte på fortlöpande grund. De norska myndigheterna hävdar att det vid en försäljning som betalas i förskott – delvis kontant och delvis som bidrag i natura – i likhet med en permanent kraftverksförsäljning, är ”onaturligt och mycket ovanligt” att inkludera en mekanism för prisjustering. De norska myndigheterna hävdar vidare att modellen med bidrag i natura skulle göra att en senare justering sannolikt även hade varit olaglig enligt lagen om aktiebolag (17).

(51)

En tredje part, NEAS (numera Nordkraft), lämnade synpunkter på beslut 393/11/KOL. NEAS delar i det väsentliga de norska myndigheternas synsätt.

(52)

Artikel 61.1 i EES-avtalet lyder som följer:

”Om inte annat föreskrivs i detta avtal, är stöd som ges av EG-medlemsstater, Eftastater eller med hjälp av statliga medel, av vilket slag det än är, som snedvrider eller hotar att snedvrida konkurrensen genom att gynna vissa företag eller viss produktion, oförenligt med detta avtal i den utsträckning det påverkar handeln mellan de avtalsslutande parterna.”

(53)

Denna bestämmelse innebär att statligt stöd anses föreligga om åtgärden ger mottagaren en ekonomisk fördel. I det följande gör myndigheten en bedömning av frågan om en eventuell förekomst i det föreliggande fallet av en sådan ekonomisk fördel.

(54)

Europeiska unionens domstol har slagit fast att när det gäller att bekräfta förekomsten av statligt stöd är det nödvändigt att fastställa huruvida det mottagande företaget får en ekonomisk fördel som det inte skulle ha fått under normala marknadsförhållanden (18). Vid bedömning av förekomsten av en ekonomisk fördel tillämpar myndigheten principen om en (hypotetisk) investerare i en marknadsekonomi (19).

(55)

Om transaktionen i fråga genomfördes enligt principen om en investerare i en marknadsekonomi, dvs. om kommunen sålde rätten till koncessionskraft till marknadsvärde och transaktionens pris och villkor skulle ha varit godtagbara för en sunt agerande privat investerare i en marknadsekonomi, skulle transaktionen inte ge NEAS någon ekonomisk fördel och således inte ha inslag av statligt stöd. I ett motsatt fall kunde det finnas inslag av statligt stöd om transaktionen inte genomförts till marknadspris.

(56)

Vid bedömningen kan myndigheten inte ersätta Narviks affärsmässiga bedömning med sin egen, vilket betyder att kommunen i egenskap av ägare till rätten till koncessionskraft har ett visst utrymme att välja hur den agerar i normala konkurrensutsatta förhållanden.

(57)

En bedömning av pris och avtalsvillkor mellan kommunen och NEAS bör basera sig på den information som Narvik hade tillgång till när avtalet slöts. I regel är en informerad förhandsbedömning tillräcklig för att utesluta inslag av statligt stöd, även om de antaganden som använts för bedömningen senare visar sig vara felaktiga.

(58)

I det följande gör myndigheten därför en bedömning av huruvida Narvik agerade som en privat investerare i en marknadsekonomi när den slöt avtal om att sälja sin rätt till koncessionskraft.

(59)

Myndigheten är medveten om det sammanhang i vilket transaktionen ingicks. Utifrån informationen från de norska myndigheterna uppfattar myndigheten att kommunen vid tidpunkten då avtalet slöts befann sig i en situation där den behövde både likviditet (för att uppfylla sina låneskyldigheter) och kapital för injicering i NEAS. Dessutom noteras att lagen om aktiebolag begränsar möjligheten att inkludera en mekanism för prisjustering när bidrag görs i natura. År 1999, innan försäljningsavtalet slöts år 2000, hade Narvik haft ytterligare förluster vid försäljning av koncessionskraft. Kommunen hade därför beslutat att avyttra sin rätt till koncessionskraft på längre sikt samtidigt som den genomför sin uttalade strategi om att maximera avkastningen på koncessionskraft.

(60)

De norska myndigheterna har hävdat att myndigheten bör kunna utesluta förekomsten av en fördel genom att tillämpa principerna för myndighetens riktlinjer på det ifrågavarande fallet. Myndigheten noterar att även om myndighetens riktlinjer inte gäller för försäljning av rätt till att köpa koncessionskraft, föreskrivs ändå i dessa riktlinjer två metoder genom vilka offentliga myndigheter i regel kan få ett marknadspris för försäljning av offentligt ägd mark och byggnader och på så sätt säkerställa att försäljningen inte har inslag av statligt stöd. Den första metoden för att utesluta inslag av stöd är försäljning genom ett villkorslöst anbudsförfarande. Den andra metoden innebär försäljning till ett pris som fastställts genom oberoende expertutvärdering som gjorts i enlighet med allmänt godtagna värderingsnormer.

(61)

Myndigheten noterar att försäljning av en tillgång genom ett villkorslöst anbudsförfarande i regel utesluter förekomsten av en fördel. Detta gäller åtminstone i genuint öppna förfaranden där det finns flera anbudsgivare (20). Narviks rätt till koncessionskraft såldes dock inte genom ett villkorslöst anbudsförfarande.

(62)

Å andra sidan beställde Narvik och NEAS på var sitt håll två bedömningar från externa rådgivare, enligt det som beskrivs i punkterna 7 till (28) ovan. Dock innehåller varken DS1-, DS2- eller AA-rapporterna någon grundlig redogörelse för vilken metod som använts för att fastställa värderingarna. I brist på närmare redogörelser kan myndigheten inte bedöma huruvida bedömningen av marknadsvärde har gjorts i enlighet med allmänt godtagna marknadsindikatorer och värderingsnormer. Myndigheten anser därför att DS1-, DS2- och AA-rapporterna har ett begränsat värde när det gäller att bedöma värdet på rätten till koncessionskraft. Å andra sidan innehåller DT-rapporten en detaljerad redogörelse rörande bedömningarna. Av det följer att den rapportens resultat kan testas och verifieras. Myndigheten anser därför att DT-rapporten har den största trovärdigheten. Myndigheten anser dock att det faktum att alla fyra rapporterna uppvisade liknande resultat (21) stärker DT-rapportens resultat och därmed även de tre övriga rapporternas resultat.

(63)

Myndigheten noterar att även om ett pris som fastställts av en oberoende värderare i regel kan anses utesluta förekomsten av en fördel vid försäljning av allmän mark vars värde är lätt att uppskatta eller byggnader som har varit föremål för ett flertal transaktioner, är detta inte nödvändigtvis fallet för mark och byggnader som har mera unika kvaliteter eller i fall där omständigheterna kring försäljningen kan ge upphov till tvivel om huruvida expertvärderingen återspeglar egendomens aktuella marknadsvärde (22).

(64)

Såsom konstateras nedan är det ovanligt med elförsörjningskontrakt med löptid över sex år. Då det inte finns en marknad där jämförbara priser kan observeras och på grund av elprisernas fluktuationer är en expertutvärdering mindre lämplig som instrument för att bestämma marknadspriset för ett elavtal med fast pris för 50,5 år (23).

(65)

Myndigheten påminner dock om att det är kriterierna för en investerare i en marknadsekonomi, inte myndighetens riktlinjer, som gäller vid försäljning av offentligt ägd mark och byggnader, för bedömning av huruvida ett elavtal som slutits av en offentlig myndighet inbegriper en fördel som gynnar ett företag. Principen om en investerare i en marknadsekonomi gäller även för långsiktiga elavtal, enligt det som bekräftats av domstolen i mål Budapesti Erőmű Zrt mot kommissionen där domstolen bekräftade Europeiska kommissionens synsätt i ett fall rörande långsiktiga elavtal som slutits av de ungerska myndigheterna (24).

(66)

I det fallet identifierade kommissionen de kommersiella aktörernas huvudsakliga metoder på de europeiska elmarknaderna i den mån de var relevanta för analys, och bedömde huruvida avtalen i det föreliggande fallet var i linje med dessa metoder eller om avtalen hade slutits på villkor som inte hade skulle ha godtagits av en aktör som enbart agerar på kommersiella grunder (25).

(67)

Kommissionen noterade att långsiktiga elavtal med löptid över sex år sällan sluts på den europeiska marknaden (26). Den information som myndigheten har tillgång till bekräftar detta. Det finns därför få eller inga långsiktiga energiavtal som kan användas som riktlinje för pris på energi som säljs för 50,5 år framåt.

(68)

Potentiella köpare och säljare av kraftverk måste dock göra långsiktiga uppskattningar av framtida energipriser. Det är på denna grund som de norska myndigheterna har hävdat att försäljningen av Narviks rätt till koncessionskraft bör ses på samma sätt som en försäljning av ett vattenkraftverk. Som stöd för detta argument har de norska myndigheterna försett myndigheten med Pareto-granskningen som ger en översikt av fem vattenkraftverk som sålts i Norge under år 2000.

(69)

De norska myndigheterna hävdar att både i fråga om försäljning av ett vattenkraftverk såväl som Narviks försäljning av sin rätt till koncessionskraft representerar försäljningspriserna nettonuvärdet av de förväntade kassaflödena för produktionsvolymen. Det betyder att på samma sätt som för Narvik och NEAS i det föreliggande fallet, måste varje köpare eller säljare av ett vattenkraftverk bedöma anläggningens värde på grundval av förväntade produktionsintäkter minus förväntade kostnader diskonterade enligt relevant diskonteringssats för så länge som den nya ägaren kan utnyttja den relevanta vattenkraften.

(70)

De norska myndigheterna hävdar att om man gör korrigering för vissa relevanta faktorer kan priserna för de fem vattenkraftverken som nämns i Pareto-rapporten jämföras med det pris som erhölls vid försäljning av Narviks rätt till koncessionskraft. I detta sammanhang noterar myndigheten de korrektionsfaktorer som de norska myndigheterna hänvisar till (se kapitel I.(39) ovan).

(71)

För de fem vattenkraftverken varierade försäljningspriserna per kWh produktionskapacitet mellan 1,66 och 1,74 NOK. En permanent försäljning av en tillgång ökar tillgångens nettonuvärde i jämförelse med en försäljning av en rätt att köpa koncessionskraft under 50,5 år, eftersom tillgången antas ha ett positivt kassaflöde efter 50,5 år. De norska myndigheterna har utgått från en kapitaliseringstakt på 4 % som ger en nedåtjustering av försäljningspriset med cirka 10–15 % när man jämför en permanent försäljning med den tidsbegränsade försäljningen av koncessionskraft (27).

(72)

Den andra skillnaden mellan en permanent försäljning och en försäljning av rätten att köpa koncessionskraft under 50,5 års tid handlar om vilken kostnadsbas som ska användas i modellen för nettonuvärde – totala produktionskostnader eller koncessionspriset. De norska myndigheterna har hävdat att den typiska driftskostnaden inklusive reinvestering för ett nyare kraftverk var cirka 0,05 NOK per kWh medan departementspriset vid tidpunkten låg på cirka 0,10 NOK per kWh.

(73)

För att bedöma huruvida priserna för kraftverken utgör lämpliga approximationer för marknadspriset för den berörda koncessionskraften är det nödvändigt att granska argumentets alla delar i närmare detalj. Myndighetens bedömning baserar sig på information från de norska myndigheterna och annan allmänt tillgänglig information.

(74)

I analyserna nedan används nominella värden i alla beräkningar (28).

(75)

För de fem vattenkraftverk som nämns i Pareto-granskningen låg försäljningspriserna per kWh produktionskapacitet inom området 1,66–1,74 NOK. Enligt en rapport från ekonomikonsultföretaget Econ Pöyry med analys av kraftverksförsäljningar mellan 1996 och 2005 verkar det genomsnittliga transaktionsvärdet år 2000 ligga något högre, uppskattningsvis 1,85 NOK. Enligt samma rapport erhölls samma ungefärliga pris år 1999. Det betyder att det prisintervall som används som jämförelse verkar vara aningen högre än intervallet enligt Pareto-granskningen. Eftersom Econ-rapporten hänvisar till ett genomsnittligt transaktionsvärde som är högre än det som anges i Pareto-granskningen, kommer myndigheten att i fortsatt analys använda intervallet 1,70–1,80 NOK.

(76)

En annan faktor att överväga är hur prisnivåerna ska justeras från en permanent försäljning till en tidsbegränsad försäljning över 50,5 år. De norska myndigheterna har hävdat att den lämpliga justeringsfaktorn är 10–15 % utifrån en kapitaliseringstakt på 4 %. Myndigheten anser att valet av kapitaliseringstakt är nära förknippat med valet av diskonteringssats i modellen med nettonuvärde. Den nominella diskonteringssats efter skatt som användes i DT-rapporten var 6,8 % medan motsvarande värde i AA-rapporten var 7 %. Likaså har noterats att NVE använde en sats på 6,5 % vid bedömning av nya vattenkraftverksprojekt (29). För modellen med självkostnadspris används en sats på 6 % (30). På grundval av detta anser myndigheten att den lämpliga diskonteringssatsen och därmed den lämpliga kapitaliseringstakten som ska tillämpas vid jämförelse av en permanent försäljning med en tidsbegränsad säljning ligger inom området 6–7 % nominellt efter skatt. På denna grund är den lämpliga justeringen av värdet från en permanent försäljning till en 50,5-års försäljning inte 10–15 % som de norska myndigheterna hävdar, utan närmare 4–5 %.

(77)

Den tredje faktorn att överväga är det förväntade framtida marknadspriset på el. Som förklarat ovan är det synnerligen svårt att förutse energipriser för 50 år eller mer framåt i tiden. Enligt de värderingsrapporter som beskrivs ovan, särskilt AA-rapporten och DT-rapporten, förväntas marknadspriset på energi öka stadigt under en period på 10–20 år varefter priserna förväntas vara konstanta i reella termer (dvs. endast öka i takt med den förväntade inflationen) (31). Detta låter förstå att konsensus på marknaden vid den tidpunkten var att de framtida energipriserna på lång sikt skulle förbli konstanta i reella termer och inte fortsätta öka (32). Myndigheten utgår från att samma osäkerhet rörande framtida energipriser gällde hos alla marknadsdeltagare, även sådana som köpte och sålde kraftverk under samma period som rätten till koncessionskraft såldes. Det finns som sådant inget skäl att anta att olika marknadsdeltagare har tillgång till avsevärt avvikande information rörande förväntningarna om marknadspris.

(78)

Vid övergång från intäkter till kostnader hänvisar jämförelsen som presenterats av de norska myndigheterna till ett scenario där det finns en skillnad i kassautflöde per kWh mellan en permanent försäljning och försäljning av koncessionskraft på 0,05 NOK beroende på ett förväntat koncessionspris på cirka 0,10 NOK och en driftskostnad inklusive reinvestering på cirka 0,05 NOK.

(79)

Vad gäller departementspriset för koncessionskraft förväntade sig de konsulter som var rådgivare åt Narvik och NEAS att priserna skulle förbli relativt oförändrade i reella termer, dvs. att man inte förväntade sig betydande effektivitetsvinster eller stora fluktuationer rörande kostnadsbasen. I princip förväntades att departementspriset för koncessionskraft ökar med inflationen (33). På grundval av tillgänglig information anser myndigheten att samma antaganden skulle ha gjorts av en sunt agerande investerare och antar därför att det inte förekommer betydande ändringar av självkostnadspriset för koncessionskraft i den fortsatta analysen. Dessa kostnader bildar det relevanta kassautflödet vid beräkning av koncessionskraftens värde (34).

(80)

Eftersom det finns ett antal variabler som kan påverka kassautflödets nivå över tiden, måste värdet på 0,05 NOK, i vilket kombineras drifts- och reinvesteringskostnad, bedömas på grundval av de olika komponenterna.

(81)

Det är för det första uppenbart att ett kraftverk har vissa drifts- och underhållskostnader. Som antagande gäller att drifts- och underhållskostnaderna för ett vattenkraftverk allmänt taget är relativt låga och konstanta inom området 0,02–0,05 per kWh (35). Detta antagande stöds av de kostnadsuppgifter som använts för att fastställa departementspriset. År 2000 var ersättningen enligt den modellen för drifts- och underhållskostnader 0,267 NOK per kWh.

(82)

Även andra kassautflöden är relevanta för beräkningen av nettonuvärde. I ministeriets prisberäkning från år 2000 kompenserades skatterna med 0,021 NOK. Den aktuella skatten för ett givet kraftverk beror självfallet på vinsterna, men utifrån att departementspriset är avsett att vara representativt för genomsnittskostnaden för ett typiskt kraftverk i Norge, verkar det rimligt att utgå från en skattekostnad på cirka 0,02 NOK per kWh.

(83)

Den sista kassautflödesdelen i nettonuvärdet är reinvesteringskostnaden, som väsentligen beror på tidpunkten och nivån för reinvesteringar som behövs vid kraftverket. Myndigheten utgår från att den ekonomiska livstiden för ett vattenkraftverk med tanke på redovisningsändamål är 40 år (36), även om den faktiska livstiden kan vara längre. Reinvesteringsnivån är i många fall hög, och därför är tidpunkten för kassautflödet av stor vikt för beräkningen av nettonuvärde, vilket också de norska myndigheterna betonar. Om reinvesteringen görs tidigt inom beräkningsperioden är minskningen av nettonuvärde betydligt högre än om reinvesteringen görs senare inom beräkningsperioden. De norska myndigheterna har dock inte försett myndigheten med information om reinvesteringsbehoven för de vattenkraftverk som såldes 1999 och 2000 och som de använder som grund för sin jämförelse. Myndigheten noterar att informationen sannolikt inte är lätt tillgänglig, på grund av informationens ålder och sannolikt även kommersiellt känsliga karaktär.

(84)

Vid justering av priserna för de berörda vattenkraftverken med hänsyn till de två ovan nämnda skillnaderna, tidsperioden och kostnadsbasen, hävdar de norska myndigheterna att prisområdet mellan 1,66 och 1,74 NOK per kWh är jämförbart med priset på koncessionskraft, cirka 1,00 NOK per kWh (37). Som konstaterat ovan tyder informationen som myndigheten har tillgång till att det genomsnittliga transaktionsvärdet för 1999 och 2000 var något högre än detta (cirka 1,85 NOK). Myndigheten kommer därför att jämföra ett prisområde på 1,70–1,80 NOK per kWh med det pris på 1,00 NOK som Narvik fått.

(85)

Den första justeringen är att göra priset på permanent försäljning jämförbart med priset på ett avtal på 50,5 år. Myndigheten har använt en kapitaliseringstakt på 6 %, som minskar värdena för permanent försäljning med cirka 5,5 %. Det jämförbara prisområdet för kraftverksförsäljning är därför 1,61–1,70 NOK. Skillnaden på 0,61–0,70 per kWh i nettokassaflöde mellan koncessionskraftpriserna och driftskostnaden för ett kraftverk bör kunna förklara skillnaden, för att kriterierna om en investerare i marknadsförhållanden ska uppfyllas och för att kunna utesluta stöd.

(86)

De totala driftskostnaderna är som ovan konstateras 0,02–0,05 NOK per kWh plus uppskattade skatter på 0,02 NOK per kWh, vilket ger 0,04–0,07 per kWh. Dessutom måste man beakta reinvesteringar, vars ekonomiska effekter beror på tidpunkt och storlek och därför är svåra att kvantifiera.

(87)

Med beaktande av detta har myndigheten gjort en känslighetsanalys rörande försäljningen av 128 GWh (38) koncessionskraft över en period på 50,5 år. Myndigheten har testat olika kombinationer av kostnader och diskonteringssatser med nominella diskonteringssatser efter skatt mellan 5,5 och 7,5 % och totala driftskostnader mellan 0,05 och 0,09 per kWh, enligt det som anges i tabellen nedan.

(88)

Resultaten ligger under intervallet 0,61–0,70 NOK i fallet där driftskostnaderna är 0,09 NOK vid valfri diskonteringssats mellan 5,5 och 7,5 % eller i fallet där driftskostnaderna är 0,08 NOK och diskonteringssatsen är 7,5 % eller högre. I dessa scenarier är skillnaden mellan priset på koncessionskraft och driftskostnaderna så liten att när nettonuvärdet beräknas för skillnaden, fås ingen förklaring av skillnaden i de högre priser som fås vid permanenta försäljningar av vattenkraftverk. Detta är dock endast fallet i situationer där driftskostnaderna, inklusive reinvesteringskostnader, är 60–80 % högre än de kostnadsuppskattningar som kommer från de norska myndigheterna.

(89)

Myndigheten har på grundval av information från de norska myndigheterna bedömt frågan om huruvida Narviks avtal med NEAS gav NEAS en fördel. Myndigheten har konstaterat att de fyra expertutvärderingarna inte är helt tillförlitliga. Det finns ett flertal osäkerheter i anslutning till hur elpriserna utvecklas i framtiden över längre perioder. Det är inte vanligt med långsiktiga energiavtal utan klausuler om prisjustering.

(90)

Det är inte heller uppenbart att försäljningen av kraftverk som sådan kan jämföras med en försäljning av rätten till koncessionskraft, eftersom en permanent försäljning är ett slutligt beslut där risken för värdet i framtiden måste utvärderas. Detta är inte fallet vid försäljning av koncessionskraft där det kan finnas variationer rörande avtalets optimala löptid vad gäller risk och värde.

(91)

Myndigheten har dock noterat fallets särskilda omständigheter, inklusive det faktum att Narvik gick med förlust vid försäljning av koncessionskraft strax innan kontraktet på 50,5 år slöts med NEAS, tillsammans med det faktum att kommunen behövde få likviditet för återbetalning av skulder såväl som för att göra planerade investeringar i NEAS.

(92)

Mot bakgrund av dessa särskilda omständigheter godtar myndigheten argumentet om att den berörda transaktionen, trots den mycket långa löptiden och osäkerheten rörande framtida energipriser, kan jämföras med de försäljningar av vattenkraftverk som ägde rum 1999 och 2000. Myndigheten godtar således, i detta särskilda fall, att priserna för de sålda vattenkraftverken representerar en lämplig approximation för marknadspriset vid långtidsförsäljning av de berörda rätterna till koncessionskraft. På grundval av den bevisning som de norska myndigheterna har gjort tillgänglig för myndigheten och redogörelserna om de relevanta skillnaderna, verkar det som att Narvik fick ett pris som kan jämföras med kraftverksförsäljningarna 1999 och 2000.

(93)

På grundval av dessa element har myndigheten efter överväganden slutit sig till att Narvik, när avtal slöts med NEAS för försäljning av rätten till koncessionskraft agerade inom sitt utrymme som en investerare i en marknadsekonomi.

(94)

Avtalet kan därför inte anses ge NEAS en fördel och inbegriper därför inte statligt stöd i den mening som avses i artikel 61 i EES-avtalet.