sou · GNB3115d1 · 2000-01-01 00:00:00 — I scenario 4 där samma producent levererar den nya volymen i samma pipeline bör take or pay-problemet var lösbart. Producenten kan förhandla sig till en lös- ning med den förra köparen genom att reducera dennes take or pay- skyldigheter. Om transportutrymmet inte räcker erfordras ny transport- kapacitet. När samma producent försörjer den nya volymen genom ett annat pipelinesystem (scenario 1) och denna nya volym går till existe- rande kunder borde inte några take or pay-problem uppstå. I detta fall kan däremot uppstå mindre gynnsamma omständigheter för den ur- sprungliga pipelinens ekonomi om dess transportkapacitet inte är fullt utnyttjad. I scenario 2, en annan producent och annan pipeline, uppstår av na- turliga skäl inga take or pay-problem eftersom existerande kontrakt inte bör finnas. Transportproblem kan uppstå om t illräcklig transportkapa- citet inte finns tillgänglig Scenario 3, en annan producent men samma pipeline, är troligen den svåraste situationen. Om den ursprungliga producenten insisterar på att den ursprungliga köparen skall fullfölja sina förpliktelser i kontraktet angående nya volymer som dessa volymer tas av en annan producent, så har vi fått en renodlad konfliktsituation. Har den ur- sprungliga producenten räknat med dessa nya volymer när infrastruktu- ren byggdes till leveranspunkten så kan de negativa ekonomiska konsek- venserna för den ursprungliga producenten bli mycket allvarliga. Vad man däremot kan säga om denna situation, som är positivt, är att det inte uppstår några kapacitetsproblem i denna pipeline om man vid uppföran- det planerade för hela volymen. Den generella slutsatsen som kan dras av ovanstående resonemang är att de största problemen uppstår då producenter konkurrerar om både befintliga och nya volymer i samma pipelinesystem. Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 199 I en utfrågning inför hävdade följande Långa kontrakt är nödvändiga för en kontinuerlig naturgasförsörjning in- om EU. Hanteringen av de existerande långa kontrakten har varit fram- gångsrik. Det kommer att bli svårare att ingå långa kontrakt eftersom gasföretagen kan planera utifrån efterfrågeutvecklingen på naturgas. EU kommer inte att ha några lagliga möjligheter att påverka omförhandlingar i synnerhet inte med länder utanför EU. Som tidigare påpekats ökar beroendet av EU-ländernas naturgasförsörj- ning från omvärlden. Även (1992) har tagit upp problemet: Nyckelfrågan för långa kontrakt är den ökade kommersiella risken som uppstår för producenter som behöver göra mångmiljondollarinvesteringar för att klara nödvändiga leveranser till en fortsatt expansion. De kommersiella riskerna är uppenbara om långa take or pay- kontrakt inte kan slutas. Som framgått av avsnitt 8.3.2 kan dock de ekonomiska förutsättningarna för utbyggnad av infrastruktur även påverkas med tra- ditionella styrmedel som skatter och andra regler. En avreglerad gas- marknad behöver nödvändigtvis inte heller innebära att långa take or pay-kontrakt upphör att existera. En öppning av gasmarknaden kommer dock att leda till förändringar av aktörernas agerande och till att nya aktörer uppstår. Att förutsäga hur detta kommer att se ut är inte mö jligt. (1994) har dock pekat på några tänkbara alternativ. Producenter och nätägare gör inte nödvändiga investeringar. Efter- frågeöverskott uppstår , vilket i sin tur driver upp priser- na, varvid intresset för investeringar ökar. Producenter och nätägare kan förlora intresset för investeringar i mycket stora projekt och fokuserar på marknadstillväxt via lågkost- nadsinvesteringar som leder till en långsammare marknadstillväxt. Producenter och nätägare kanske gör investeringar men kräver högre priser för att kompensera sig för den ökade risken (i och med att man kan förlora stora avsättningsvolymer till konkurrenter). I samarbete med köparna kan nya handels- och kontraktsformer upp- stå där hänsyn tas till olika grader av risk. Detta hände bl.a. vid av- regleringen i . 200 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet Erfarenheter från , och Erfarenheter från andra länder som avreglerat sina gasmarknader visar att producenter och kunder agerar utifrån nya mönster. Innan vi resone- rar utifrån erfarenheter från andra länder bör vi observera att: Erfarenheterna är begränsade eftersom de avreglerade marknaderna är unga och omogna. lagstiftning trädde i kraft först och . Marknadsstrukturerna är olika i olika regioner. Andra marknadshän- delser inom regionerna påverkar kontraktsstrukturer. gasut- budsöverskott bidrog t.ex. till en omfattande handel med korta kon- trakt. Så var även fallet i men i mindre utsträckning. Det bör dock betonas att effekterna av utbudsöverskotten hade varit mindre om näten inte hade varit öppna för tredje part. Gaskontrakt är i allmänhet inte offentliga varför informationen om dem är ytterst begränsad. Marknaderna i dessa länder är mycket större än den svenska och in- frastrukturen är väl utbyggd. I uppstod ett utbudsöverskott varvid en köparens marknad uppstod (detta förstärktes naturligtvis av att näten hade öppnats för tillträde). Spot- och trettiodagarskontrakt dominerade handeln, av all handel på naturgasmarknaden var kortsik- tiga kontrakt. har utbud och efterfrågan hamnat mer i balans och in- tresset för längre kontrakt ökar. Ungefär hälften av gasens säljs på längre kontrakt, dvs. kontrakt längre än . Innan avregleringen var de långa kontraktens roll i likvärdig med de inom EU , dvs. att de användes för att garantera utvecklingen av nya fält och nya transport- system Fram till existerade bara en typ av kontrakt i Stor- – långa kontrakt mellan British Gas och producenter. Detta har drastiskt förändrats i samband med att allt fler kunder fått möjlighet att välja leverantör. Elproducenter har tecknat långa kontrakt direkt med gasproducenter eller allierat sig med gasproducenter. Oberoende gasfö- retag köper gas från British Gas eller andra producenter. I några fall säljs gas kopplad till elkontrakt. Olika former av sammanslutningar kö- per på långa kontrakt och säljer på korta kontrakt. Det har vidare ska- pats en spotmarknad för gas. Utvecklingen har i allt högre grad lett fram till en prissättning som inte baseras på alternativkostnaden för andra bränslen, utan i stället mot andra leverantörers gaspris. såldes gasen i västra genom få långsiktiga kontrakt. Ingen gas såldes direkt från producent till slutanvändare utan Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 201 all försäljning skedde genom lokala distributionsföretag. Avregleringen möjliggjorde för kunderna att välja leverantör som prissätt- ningen avreglerades. Detta skapade ett enormt behov av nya tjänster, se- parata försörjningskontrakt och separata transportkontrakt. Förändring- en uppmuntrade också till nya aktörers inträde på marknaden, antalet köpare och säljare ökade dramatiskt. Sammanfattningsvis har följande inträffat i sedan avregleringen 1985: Gasvolym såld via långa kontrakt har kraftigt minskat, både absolut och relativt. Den genomsnittliga volymen på långa kontrakt har minskat som antalet kontrakt kraftigt har ökat. Antalet take or pay-kontrakt har minskat och take or pay-trösklarna i kontrakten har reducerats. Take or pay-kontrakten har i stor utsträckning ersatts av nya typer av riskreduceringskontrakt. Nya prismekanismer har införts i kontrakten. Kontrakten är baserade på kundernas alternativ, i allmänhet gas från eller olja. Av naturgasmarknadsdirektivets artikel 25 framgår att det finns en möj- lighet för ett medlemsland att bevilja ett naturgasföretag undantag från kravet på tillträde för tredje part. Undantaget, som enbart är tillfälligt, kan beviljas om naturgasföretaget råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter på grund av take or pay-åtaganden. Av artikel 25.1 framgår under vilka omständigheter som undantag är möjligt. Ansökan om undantag kan göras om ett naturgasföretag råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska eller finansiella svårigheter på grund av de take or pay-åtaganden som har godkänts i ett eller flera avtal om köp av gas. Viktigt att observera är att möjlighet finns att ansöka om undantag innan allvarliga ekonomiska eller finansi- ella problem uppstår. Medlemsstaterna kan också välja att t illåta gasfö- retag att vägra tillträde innan ansökan om undantag gjorts. Däremot skall ett företag som vägrat någon tillträde utan dröjsmål lämna in en an- sökan om undantag. Ansökan inlämnas till medlemsstaten eller den ut- sedda myndigheten. Om rimliga alternativa lösningar inte är tillgängliga med beaktande av bestämmelserna i artikel 25.3, se nedan, får medlems- staten eller den utsedda myndigheten medge undantag som utan dröjsmål skall anmälas till kommissionen. 202 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet nen erhållit anmälan kan kommissionen begära att medlemsstaten ändrar sitt beslut. All kommersiellt känslig information skall i hela ärendet be- handlas konfidentiellt. De nio kriterierna, dvs. artikel 25.3, som medlemsstaten samt kom- missionen särskilt skall ta hänsyn till vid beviljandet av undantag är (i ett försök till prioritetsordning): Datum för undertecknande och villkor i aktuella avtal, inbegripet i vilken utsträckning avtalen tar hänsyn till förändringar på marknaden (artikel 25.3 (e)). Hur allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter naturgas- och överföringsföretagen eller berättigade kunder råkar ut för (artikel 25.3 (d)). Behovet av utförandet av allmännyttiga tjänster samt att trygga gas- försörjningen (artikel 25.3 (b)). Naturgasföretagets konkurrensstyrka och konkurrenssituationen på företagets gasmarknad (artikel 25.3 (c)). I hur hög grad systemet är anslutet till andra system samt i vilken mån dessa system är driftkompatibla (artikel 25.3 (h)). I vilket mån företaget vid tecknandet av take or pay-kontraktet rimli- gen kunde förutse att allvarliga problem troligen kunde uppstå med anledning av detta direktiv (artikel 25.3 (g)). Gjorda ansträngningar för att lösa problemet (artikel 25.3 (f)). Målet att uppnå en konkurrensutsatt gasmarknad (artikel 25.3 (a)). De effekter ett beviljande av ett undantag skulle få på den korrekta tillämpningen av detta direktiv avseende en väl fungerande inre marknad för naturgas (artikel 25.3 (i)). Det är inte möjligt att på något säkert sätt analysera hur dessa punkter kommer att behandlas. Det är dock inte osannolikt att kontrakt som är slutna före direktivets ikraftträdande kommer att behandlas mildare än kontrakt som slutits efter ikraftträdandet. Vad gäller de svenska im- portavtalen så har samtliga ingåtts innan direktivet trädde i kraft. m.fl. (1999) pekar på att det ur incitamentssynpunkt före- ligger en annan situation för kontrakt som ingicks innan EG:s naturgas- marknadsdirektiv blivit känt. Regelförändringar som i efterhand ändrar förutsättningarna för kommersiella avtal kan göra marknadens aktörer ovilliga att ingå avtal med långsiktig verkan. Det är dock angeläget att de konkurrensbegränsningar, till följd av take or pay-avtal som beviljas, är tidsmässigt bestämda så att marknadens aktörer ges klarhet om vilka spelregler som kommer att gälla. Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 203 Det är mot bakgrund av ovanstående ytterst svårt att för del förutsäga konsekvenserna vad gäller kontrakt och aktörer av en avregle- rad gasmarknad, dvs. en övergång till en mer konkurrensutsatt marknad. Konsekvenserna blir också beroende av regelutformningar och regel- tillämpningar i andra länder samt resultaten av svenska företags för- handlingar med aktörer i dessa länder. Med tanke på vad som inträffat i andra länder kan take or pay- kontrakten komma att behöva förhandlas om i och med att konkurrensen ökar. Take or pay-kontrakten kommer då att behöva förhandlas om av- seende både volymer och prisvillkor. finns omförhandlingsklausuler i avtalen. I de europe- iska avtalen, inklusive de svenska, finns normalt enbart omförhandlings- klausuler avseende prisvillkoren. Dessa klausuler tar hänsyn till kundens alternativkostnad för energi och baserar sig på net-back- prissättningsprincipen, vilken generellt används av den europeiska gas- branschen (se kapitel 4). Det pris man i allmänhet utgår ifrån vid net-back-prissättning är oljpriset, men även andra bränslen och energi- slag kan komma i fråga. Den omförhandling som blir aktuell med tanke på priset vid en eventuell avmonopolisering av gasmarknaden är ett an- nat gaspris (som baseras på gas-till-gas-konkurrens), vilket ej täcks av dagens omförhandlingsklausuler avseende priset. Om de svenska gasbolagen inte får möjlighet till omförhandling av avtalen finns det risk för att det uppstår e konomiska och finansiella för- luster. Risken för att en sådan situation uppstår är svår att bedöma. Det bör dock poängteras att merparten av de svenska take or pay-kontrakten löper ut . Det finns också en möjlighet till undantag. Om något företag råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska eller finansiella svårigheter på grund av ingångna take or pay-kontrakt kan, enligt ovan, ett tillfälligt undantag för tillträde till näten beviljas. För att få ett un- dantag beviljat kommer det att krävas att företagets ekonomi noggrant genomlyses av både medlemsstaten, eller medlemsstatens ansvariga myndighet och av kommissionen. Detta innebär att företaget måste läm- na ifrån sig mycket känslig information vilket, om den ej hanteras konfi- dentiellt, kan äventyra företagets fortsatta verksamhet. Det kommer tro- ligen att ha gått mycket långt innan ett företag går in och begär undan- tag. 204 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet I och med att den europeiska marknaden nu öppnas för tillträde för tredje part kommer konkurrensen att öka och vi kommer, precis som tidigare nämnts är fallet för , att få ökade möjligheter till en gas-till-gas-konkurrens. Effekten bör bli en mer effektiv marknad som leder till lägre priser för slutkunderna. Detta kommer även att sätta press på priset på transporten, dvs. överföring och distribution. Konsekvensen av den ökade konkurrensen kan, men behöver inte, bli att lönsamheten av gasledningar (transporttjänster) minskar. Introduk- tion av tillträde för tredje part innebär att transportkostnaderna utsätts för ökad granskning och påverkas av olika typer av nationella reglering- ar från myndigheternas sida, olika sådana för olika länder. En mycket viktigt fråga som därmed uppstår är huruvida det är mö jligt att finna fi- nansiärer som är villiga att satsa pengar i nya investeringar i lednings- nät. Erfarenheter från pekar på att man där lyckats genomföra många projekt. Finansiärerna per projekt har däremot blivit fler och de finansiella institutionerna har fått en mer komplex uppgift vilket lett till en ökad arbetsbelastning för deras del. Det är troligt att det inte heller blir problem med finansiering i . Enligt (1994) har några finansiärer uttalat att man välkomnar en avreglering av gasmarknaden. I stället för att se den ökade konkurrensen som ett hinder för nya ledningar kan man se på vad som erfordras för att få intresse från finansiärernas sida. Två grundläggande skillnader är dock viktiga att komma ihåg vid jämförelser mellan och och mellan och den euro- peiska kontinenten. Marknaderna i och på den europeiska kontinenten är ofantligt mycket större än den svenska marknaden. Infrastrukturen är redan väl utbyggd till skillnad mot den svenska. Investeringar i pipelines har varit beroende av take or pay- kontrakt. Meningen med take or pay-kontrakten har, som framgått ovan, just varit att långsiktigt trygga intäkterna och därigenom har det gått att finna finansiärer till infrastrukturutbyggnaden. Finansiärer av pipelines kräver normalt långa transportkontrakt som ger investeringen en pay- back . För finansiärerna är de långa kontrakten en garanti för deras medverkan. täcks de finansiella riskerna huvudsakligen av långa take or pay-kontrakt. Vid tredje parts tillträde måste bankerna kunna lita till andra kontraktsformer. Bankernas förväntningar på mark- nadsutvecklingen kommer, liksom vid andra typer av kommersiella in- frastrukturinvesteringar, att vara avgörande för hur villiga de är att låna ut kapital till infrastrukturutbyggnad. De europeiska bankerna har en Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 205 allmän hållning att ökad konkurrens på naturgas kommer att öka effekti- viteten i branschen vilket påverkar priserna nedåt, vilket i sin tur leder till ökad efterfrågan. En del europeiska banker är vidare delfinansiärer i pipelines i , vilket visar att möjlighet till finansiering finns även vid tredje parts tillträde och annorlunda kontraktsstruktur. Olika sätt att minska riskerna i investeringen förekommer, åtminstone några kontrakt krävs i allmänhet. För att erhålla finansiering kan man t.ex. bjuda in ett antal potentiella användare av ledningen innan beslut om ut- byggnad tas. Här kan jämföras med den föreslagna finansieringslösning- en som Nordic Gas föreslagit (se kapitel 5). En betydande del av risken i samband med investeringar i in- frastruktur för naturgas hänger dock, som framgått tidigare, samman med politiska beslut om skatter och miljöavgifter. Detta betyder att gra- den av långsiktighet och stabilitet i energiskatter etc. i hög grad påverkar möjligheterna att bedöma den framtida avkastningen på infrastruktur i naturgas. Enbart långsiktiga bindningar är således inte tillräckligt. Det bör också påpekas att kapitalmarknaderna ändrat karakär sedan merparten av infrastrukturen för naturgas byggdes upp. De finansiella marknaderna var då förhållandevis hårt reglerade i många länder. Regle- ringarna avsåg både priser och kvantiteter. Viktiga instrument var t.ex. utlåningsreglering, räntereglering, placeringsplikt och emissionskontroll. Kreditpolitiken syftade bl.a. till att dirigera sparandet till vissa sektorer. Konsekvensen blev att vissa krediter blev hårt ransonerade och det fanns små möjligheter att kompensera detta via internationella krediter. De se- naste 15 till 20 årens utveckling har pekat i en annan riktning och det har skett en liberalisering och modernisering av kapitalmarknaderna. De in- ternationella finansiella transaktionerna och kapitalflödena har vuxit kraftigt i volym och komplexitet. Nya deltagare och nya finansiella in- strument har lett till ökad konkurrens och strukturella förskjutningar på de internationella finansiella marknaderna. En allt större del av upplå- ningen sker på värdepappersmarknaderna i stället för som tidigare i ban- kerna. Bankernas roll har förändrats från att de varit institutioner för all ut- och inlåning till att de blivit en av de parter som förmedlar värdepap- persaffärer. Det finansiella systemet har vidare fått allt större betydelse för att hantera och sprida risker. Den allmänna slutsatsen av ovanstående resonemang är att investerings- benägenheten kan bli mer osäker på en marknad med ökad konkurrens. Finansiering av stora infrastrukturprojekt kommer dock att vara möjlig i en konkurrensutsatt naturgasmarknad. Långa kontrakt kommer även i 206 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet fortsättningen att vara nödvändiga och sannolikt dominera på markna- den. Som framgått ovan skall de medlemsstater som väljer ett reglerat tillträ- de vidta nödvändiga åtgärder för att ge naturgasföretag och berättigade kunder rätt till tillträde till systemet på grundval av offentliggjorda tarif- fer och/eller andra villkor och skyldigheter för att utnyttja systemet. En transporttariff är, förenklat sett, vad en kund betalar till en transpor- tör i utbyte mot en transporttjänst i gasledningsnätet. Strikt sett innebär begreppet tariff en tabell med publicerade avgifter. Priset för en transporttjänst kan reflektera ett flertal saker; från kost- naden att överföra gas från punkt A till punkt B till värdet för en kund av att få gas transporterad. Priset kan dessutom variera betydligt bero- ende på hur det kalkyleras, eller mer konkret vilka prissättningsprinciper som tillämpas. Det kan också bero på vilka tjänster som ingår. Transportkostnaderna kan vidare reflektera var gasen utvinns. Som framgått av kapitel 4 transporteras den svenska gasen från Tyra- plattformen till . I fortsätter gasen in i det danska trans- portledningsnätet och går vidare till , varifrån det svenska stam- nätet för naturgas utgår. Från går gasen vidare till . Gasen distribueras sedan vidare i . Kostnaden för transporten be- står således av ett antal olika transportmoment i olika typer av ledningar och länder. De principer som styr prissättningen av gas gör det svårt att beräkna hur stor andel som utgörs av transportkostnader (i saknas upp- gifter). I Figur 8.1 har gaspriset för en genomsnittlig slutkund i fördelats på olika komponenter. Kostnaden för överföring eller transmis- sion uppgår till (kostnaden för distribution består också till relativt stor del av transportkostnader, men exakta uppgifter saknas och finns därför inte angivna i figuren). Beräkningar av (1994) pekar på att överföringskostnaderna i uppgår till av gaspriset och i till . Nordic Gas indi- kerar att kostnaderna för överföring skulle uppgå till av gaspriset (i detta fall av gränspriset, vilket inte inkluderar kostnader för distribution etc.). Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 207 Det bör betonas att den relativa betydelsen av de olika komponenter- na i Figur 8.1 varierar efter t.ex. avstånd, typ av reglering och kostnads- fördelning, slutanvändarens lastfaktor (belastning på nätet) samt graden av gas-till-gas-konkurrens. De varierar vidare efter slutkundens storlek och under vilka förutsättningar kunden kan utnyttja systemet. Figur 8.1 Nedbrytning av gaspriset i olika komponenter för en genomsnittlig slutkund Källa : IEA (1998a). Transporttjänster utförs under olika politiska och regleringsmässiga re- gimer. Det är därför inte möjligt att identifiera en samling allmänt ac- cepterade kriterier för ett optimalt tariffsystem. Det är däremot möjligt att redovisa ett antal kriterier som är allmänt förekommande i samband med utformningen av tariffer. Som framgått av avsnitt 8.2 är ekonomisk effektivitet det främsta skälet för att reglera naturliga monopol. I länder som har reglerade tarif- fer förefaller ekonomisk effektivitet också vara det främsta syftet med tariffsystemet. Utöver effektivitetskriteriet diskuteras bl.a. följande kriterier (, 1994). 208 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet Tariffsystemet måste ge full kostnadstäckning och en skälig avkastning på investerat kapital. Det bör också ge gasföre- tag incitament att bibehålla och utveckla transportsystemet. Det är viktigt att avgiftsstrukturen är utformad så att den är användbar för alla aktörer och att avgifterna baseras på an- vändningen av transportsystemet. Prisstrukturen får utöver detta inte skapa barriärer för att träda in på marknaden. Acceptabelt för kunder . Utformningen av tarifferna skall vara klar och entydig så att alla transportkunder, existerande och kommande, förstår hur deras avgifter har beräknats och är övertygade om att metoden är skälig och rättvis. Kunder kan också förväntas vilja att avgifterna skall vara stabila år . Potentiella kunder bör således ha förutsägbara och stabila tariffer som uppmuntrar snarare än för- hindrar tillträde. Avgifterna bör präglas av enkelhet vad det gäller avseende struktur och applikation för att minska transaktions- kostnader. I en underlags-PM som syftar till att utgöra ett stöd i samband med implementeringen av gasdirektivet har (1998b) pekat på ett antal ytterligare kriterier som bör prägla ett väl utvecklat ta- riffsystem. De är följande och ingår delvis i de kriterier som redovisats ovan. Tarifferna bör baseras på en systematisk metodik som i princip kan appliceras på alla förfrågningar om tillträde på ett kon- sistent och jämförbart sätt. Opartiska och rimliga. Tarifferna skall täcka alla relevanta kostna- der som relateras till en viss transporttjänst och ge en skälig avkast- ning.