sou · GNB3115d1 · 2000-01-01 00:00:00 — Som framgår av Figur 2.7 är sammanlänkat med lednings- nätet i . står däremot utanför detta system. Figur 2.7 Naturgasnätet i Källa : Eurogas. Naturgasmarknaden kan sägas avvika från gängse marknader på ett an- tal områden. Syftet med detta kapitel är främst att redovisa de särdrag som karakteriserar gasmarknaden. Kapitlet behandlar inte specifikt den svenska marknaden, utan har en mer generell ansats. Den svenska mark- naden analyseras mer i detalj i kapitel 4. I kapitel 9 redovisas översiktligt utvecklingen i några andra länder. I avsnitt 3.1 redovisas kort några karakteristika som präglar natur- gasmarknaden. Avsnitt 3.2 innehåller en genomgång av begreppen nät- verksindustrier och naturliga monopol. I avsnitt 3.3 förs en diskussion om ekonomiska risker. Avsnitt 3.4 innehåller en analys av de speciella kontraktsformer som präglar naturgasmarknaden. I avsnitt 3.5 redovisas översiktligt de prissättningsprinciper som tillämpas på gasmarknaden. I avsnitt 3.6 diskuteras hur marknaden har utvecklats. Det gäller bl.a. konkurrenssituationen och användningen av gas. Avslutningsvis ges i avsnitt 3.7 en kort redovisning av handeln med naturgas. Gasmarknaden skiljer sig från andra energimarknader på olika sätt. Det finns t.ex. ingen global handel med naturgas på samma sätt som med ol- ja. Jämfört med el skiljer sig gasen på flera sätt: gas är en oförädlad energiform som konkurrerar direkt med andra bränslen på alla mark- nadssegment, medan el är en förädlad energiform som inte på samma sätt konkurrerar med bränslen. El kan produceras med hjälp av naturgas och andra bränslen samt med hjälp av vatten, vind och sol. Gas produce- ras där gaskällorna finns och därmed i ökad utsträckning utanför Euro- pa. Elproduktionen sker nära användarna. Gasen samproduceras vidare med olja, vilket innebär att produktionen är mindre flexibel än elproduk- tion. Gasens säsongsvariationer innebär att det finns ett behov av att lag- ra gas, vilket också görs. El går däremot oftast inte att lagra till rimliga kostnader. Gas köps i huvudsak och i flertalet länder på långa kontrakt medan el köps mera fritt och på korta kontrakt från olika leverantörer och på elbörser. har naturgasmarknaderna varit mono- polmarknader, med i stort sett ett monopol i varje land. På elsidan finns många producenter, distributörer och handlare och dessutom finns det i t.ex. en integrerad marknad. Gasmarknaden skiljer sig också från flertalet andra konkurrensutsatta marknader genom sina tunga investeringar i infrastruktur och genom att aktörerna är vertikalt integrerade, dvs. ägare till både produktionsanläggningar/utvinningsanläggningar, överförings- och dist- ributionssystem samt även ansvariga för försäljning av naturgas mot kund. Naturgasmarknaden skiljer sig vidare från andra energimarknader genom att ledningsinvesteringarna förutsätter en stor och stabil marknad. Investeringarna i ny infrastruktur för naturgas kan knappast göras lön- sam i ett kortsiktigt perspektiv utan har en mycket lång återbetalningstid. Ledningsinvesteringarna för naturgas kan närmast jämföras med led- ningsinvesteringarna för elkraft. En viktig skillnad är dock att så gott som alla har behov av el i dagens samhälle, medan naturgasen är betyd- ligt enklare att ersätta med andra alternativ. Om man beaktar överförd energivolym så har dock gasen ofta ett kostnadsförsprång. Lednings- kostnaden för naturgas uppgår till mellan av motsva- rande kostnad för ett kraftnät som överför samma mängd energi. Gasföretagen består av ett antal led som tillsammans bildar försörj- ningskedjan fram till den slutliga kunden. Figur 3.1 visar en schematisk bild över gaskedjan från utvinning till kund då utvinning sker till havs. Bilden beskriver en teknisk kedja där de olika länkarna kan ägas av ett eller flera företag. De juridiska företagsstrukturerna skiljer sig åt mellan olika länder. I t.ex. sköter ett företag allt, medan det i Stor- , som redan har en konkurrensutsatt marknad, finns många aktörer. Gasen utvinns både till lands och till havs. Gasutvinning till havs är betydligt dyrare än utvinning på land. Gasutvinningen är i stor utsträck- ning, som ovan nämnts, koncentrerad till företag som är vertikalt integ- rerade, dvs. företag som förfogar över hela kedjan utvinning, transport, distribution och försäljning. är företagen även horisontellt integrerade, dvs. att de arbetar med mer än ett energislag. Men det finns många olika varianter. Även där sådana affärsmässiga kopplingar inte finns har dock de stora gasföretagen en stark ställning jämfört med lo- kala gasproducenter. Figur 3.1 Gaskedjan från utvinning till kund Gasutvinning/gasbehandling – gasfälten El- och värmeverk Industri Transporten från plattformarna till havs sker via rörledningar. Ofta an- passas gastrycket ute på plattformarna så att trycket inte behöver höjas på vägen fram till kund, vilket är möjligt då transporten sker i pipelines från plattform ända fram till slutanvändaren. Finns behov av tryckhöj- ning sker det i en kompressorstation. Gastrycket ute på plattformen kan uppgå till 200 bar. Efter att gasen lämnat plattformen och närmar sig marknaden reduceras trycket i reducerstationer. Eftersom energianvändningen varierar över året så behövs natur- gaslager som klarar av att hantera utjämningen över säsonger och veck- or. Energianvändningen varierar även över dygnet och i vissa fall klarar själva ledningsnätet att hantera dygnsvariationen genom systemets s.k. pack-line, dvs. Det innebär att själva naturgasledningen fungerar som lager, kortsiktigt och tillfälligt. Större lagringskapacitet erfordras dock för att undvika brist och för att parera förändringarna i användningen . Här ser vi, som ovan nämnts, en tydlig skillnad mot el som produceras den används, dvs. elnäten fungerar inte som lager. Elenergi kan ej heller lagras på ett affärsmässigt sätt. Däremot kan energin lagras i vattenmagasin. 3.2Nätverksindustrier och naturliga monopol1 Utvinning/produktion, transport och försäljning av naturgas utgör en s.k. nätverksindustri. Det som kännetecknar en nätverksindustri är ett starkt beroende av en infrastruktur i form av ett nätverk som binder samman produktionen av branschens basprodukter och de slutliga konsumenterna av dessa produkter. Exempel på nätverksindustrier är telekommunikatio- ner, järnväg, vattenförsörjning, elförsörjning och försörjningen med na- turgas. Gemensamt för dessa branscher är att det som ger konsumenter- na nytta är en kombination av basprodukt och nätverkstjänster; en tele- fon är av värde för konsumenten endast om det finns ett telenät, ett tåg är av värde endast om det finns järnvägsspår etc. Det finns två förhållanden som gör att förutsättningarna för konkur- rens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad skiljer sig mellan nätverksindustrier och vanliga branscher. Det första är att det i allmänhet finns betydande skalfördelar i utbyggnad och drift av nätverksindustriernas infrastruktur (transportnät). Skalfördelar inne- bär att kostnaden för att hålla en viss transportkapacitet är lägre i ett re- lativt storskaligt transportnät än i två eller flera parallella transportnät som tillsammans har samma kapacitet. Om dessa skalfördelar är bety- dande är produktionen av transporttjänster ett s.k. naturligt monopol. Betydande skalfördelar i utbyggnad och drift av nätverksindustriernas infrastruktur betyder emellertid inte att nätverksamhet alltid är ett natur- ligt monopol. Om nödvändig infrastruktur kan byggas ut och drivas till en relativt låg kostnad finns det förutsättningar för s.k. infrastrukturba- serad konkurrens. Ett aktuellt exempel finns på telekommunikationsom- rådet där olika operatörer med egna nät för mobil telefoni kan konkurre- ra med varandra. Ett annat exempel är utbyggnaden av delvis parallella gasledningsnät i (se kapitel 8). Om det finns förutsättningar för infrastrukturbaserad konkurrens är det inte självklart att tredjepartsac- cess till infrastrukturen är ett samhällsekonomiskt effektivt system. Skälet till detta är att det ligger i samhällets intresse att effektivitets- och konkurrenshöjande infrastruktur byggs ut. kan ett regel- verk som innebär krav på tredjepartsaccess till infrastrukturen försvaga privata aktörers incitament att genomföra sådana investeringar. När det gäller naturgasmarknaden i det glest befolkade är det en allmän bedömning att skalfördelarna i utbyggnad och drift av överföringsnät är så betydande att infrastrukturbaserad konkurrens i detta led inte kan va- 1 Avsnittet bygger på m.fl. (1999). ra samhällsekonomiskt effektiv. För att den svenska naturgasmarknaden skall kunna utvecklas krävs en avsevärd utbyggnad av infrastrukturen. Det andra förhållandet av betydelse för förutsättningarna för konkur- rens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad är att det i nätverksindustrier ofta finns vertikala integrationsvinster, dvs. att kostnaderna för att producera och leverera en viss mängd av baspro- dukten blir lägre om utnyttjandet av produktionsanläggningar och trans- portinfrastruktur koordineras inom ramen för en integrerad verksamhet. Ett exempel är produktion och transmission av el: Utnyttjandet av pro- duktionsanläggningarna kan inte bestämmas oberoende av efterfrågans geografiska fördelning samt transmissionsnätets kapacitet och belast- ning. Om integration av produktion och transmission underlättar, dvs. sänker kostnaderna för, denna koordinering, så föreligger vertikala integ- rationsvinster. Kombinationen av skalfördelar i transportnätet och vertikala integra- tionsvinster mellan produktion och transport är den viktigaste orsaken till att det i de flesta nätverksindustrier i flertalet länder har funnits ett dominerande, vertikalt integrerat, ofta statligt, företag. Vanligen har det dominerande företaget också ansvarat för uppb yggna- den av infrastrukturen. Uppenbara exempel i är elförsörjningen, järnvägen och telekommunikationerna. Efterfrågetillväxt och teknisk utveckling har emellertid med tiden skapat nya förutsättningar som gör att den traditionella strukturen är den bästa för att främja effektivitet och låga priser. Speciellt har ny teknik reducerat vinsterna av vertikal integration mellan produk- tion och transport. har den effektiva skalan för moderna pro- duktionsanläggningar i flertalet branscher blivit så liten i förhållande till efterfrågan att det inte längre finns något naturligt monopol i produktio- nen. Skalfördelarna i utbyggnad och drift av infrastrukturen synes emel- lertid bestå. Sammantaget har denna utveckling skapat förutsättningar för en branschstruktur där infrastrukturen drivs som ett naturligt monopol, me- dan produktion/import och försäljning till slutanvändare sker i konkur- rens och under fri prisbildning. Med andra ord skulle det vara möjligt att även inom nätverksindustrierna få till stånd betydande inslag av konkur- rens, dvs. den kraft som visat sig främja hög effektivitet, låga priser och snabb produktutveckling. Blandningen av monopol och konkurrensutsatta verksamheter ställer emellertid regleringsmyndigheterna inför många svårigheter. Det är t.ex. nödvändigt att avgöra vilka verksamheter som med hänsyn till tekniska och ekonomiska faktorer bör höra till branschens monopolistiska re- spektive konkurrensutsatta delar. Det är också viktigt att, för att undvika korssubventionering och andra former av konkurrensbegränsningar, se till att monopolverksamhet hålls åtskild från den konkurrensutsatta verk- samheten (se kapitel 8). I frånvaro av disciplinerande konkurrens måste monopolverksamheten regleras för att undvika överpriser och låg statisk och dynamisk effektivitet (regleringar diskuteras vidare i kapitel 8). Till detta kommer att vertikalt integrerade branschdominerande företag säl- lan har några incitament att ändra på branschstrukturen och öppna för den konkurrens som under de nya betingelserna skulle kunna medföra välfärdsvinster för samhället. En speciell typ av reglering avser branschens eller företagets prissätt- ning och övriga kommersiella relationer till kunderna. Regleringen i frå- ga kan vara utformad på olika sätt, vilket närmare diskuteras i kapitel 8. En annan aspekt på regleringen av de priser som sätts av ett företag med naturligt monopol rör tariffernas struktur och relation till underliggande kostnader (se kapitel 8). De investeringar som krävs för att bygga en från energiförsörjningssyn- punkt betydande infrastruktur för naturgas är inte bara stora utan även i allt väsentligt irreversibla; det aktuella rörledningsnätet har i huvudsak ingen alternativ användning. Dessutom har rörledningar och andra delar av den aktuella infrastrukturen en mycket lång livslängd. Kombinationen av storskalighet, irreversibilitet och långsiktighet gör att denna typ av in- vesteringar i allmänhet är förenade med en betydande ekonomisk risk. Hur stor denna risk är beror på kapacitetsutnyttjandet och nätanvändar- nas betalningsförmåga under anläggningens livstid. Dessa förhållanden beror i sin tur på hur mycket naturgas som slutkunderna efterfrågar och vad de är villiga att betala för denna. De priser som nätägarna kan ta ut beror också på importpriserna och beskattningen av naturgas. Det kan mot denna bakgrund urskiljas två typer av ekonomiska risker i samband med infrastrukturinvesteringar. Den första är en kvantitetsrisk eller volymrisk, som hänger samman med att efterfrågan på naturgas kan avvika från den förväntade. Detta kan bero på att priset till slutkunderna blir ett annat än det förväntade, att priserna på konkurrerande energislag avviker från de förväntade eller att andra faktorer av betydelse för slut- kundernas efterfrågan på naturgas utvecklas på ett annat sätt än det för- väntade. Den andra typen av ekonomisk risk är en prisrisk, som hänger samman med att importpris och/eller skatter blir andra än de förväntade vid givna naturgaspriser för slutkunderna. I praktiken rör det sig i all- mänhet om en blandning av dessa risker, men från analytisk synpunkt är 2 Avsnittet bygger på m.fl. (1999). det ändamålsenligt att skilja mellan de två fallen. Speciellt torde den in- hemska naturgasmarknadens aktörer uppfatta prisrisker, som de här de- finierats, som givna och opåverkbara. Den traditionella metoden att reducera nätägarnas ekonomiska risker har varit vertikal integration av överföring och försörjning i kombination med långsiktiga kontrakt med kunderna 3. Genom dessa kontrakt har en del av såväl pris- som kvantitetsriskerna kunnat överföras på, och där- med delas med, kunderna. Det kan visas att kostnaden för att bära risk 4, totalt och för var och en av parterna, blir lägre om risken i fråga delas upp mellan flera parter. Till detta kommer att kunderna sannolikt bättre än importören/nätägaren kan bedöma kvantitetsriskens storlek, vilket in- nebär att de långsiktiga kontrakten kan utformas så att den totala kost- naden för att bära risk i samband med investeringar i infrastruktur för naturgas minimeras. Ny lagstiftning som innebär krav på tredjepartsac- cess till överföringsnäten kan ändra på förutsättningarna för denna typ Speciellt kan nätägarnas möjligheter att överföra en del av kvantitetsrisken på kunderna reduceras. Denna konsekvens av den nya lagstiftningen måste dock ses mot bak- grund av att en betydande del av det som ovan definierades som prisrisk, i samband med investeringar i infrastruktur för naturgas, hänger sam- man med politiska beslut om skatter och miljöavgifter på naturgas. Även en del av kvantitetsrisken hänger samman med politiska beslut om skat- ter och avgifter på andra energislag, miljökrav på nya kraft- och värme- verk m.m. Det betyder att graden av långsiktighet och stabilitet i ener- giskatter, miljöavgifter och andra politiskt bestämda förhållanden av betydelse för efterfrågan på naturgas i hög grad påverkar möjligheterna att bedöma den framtida avkastningen på investeringar i infrastruktur för naturgas (ett exempel på den svenska marknaden redovisas i avsnitt 4.4.2). Det är också troligt att de ekonomiska risker för ägare av natur- gasnät som beror på inhemska politiska beslut om energiskatter och miljöavgifter är större än de risker som är förenade med tredjepartsac- cess till överföringsnäten. 3Ett vertikalt integrerat naturgasföretag, med inriktning på import och över- föring, ställs vanligen inför två kategorier av ekonomisk risk. Den ena är den risk som hänger samman med de oftast långsiktiga avtal av take or pay- karaktär som företaget har med en producent av naturgas. Den andra är den risk som hänger samman med irreversibla investeringar i överföringsnät. Här behandlas bara den senare kategorin. Take or pay-avtal diskuteras i avsnitten 3.4 och 8.3.3. 4En enskild aktörs kostnad för att bära en viss risk kan definieras som den maximala premie som aktören är villig att betala för en komplett försäkring mot den aktuella risken. Traditionellt har all västeuropeisk naturgasförsörjning varit baserad på långsiktiga kontrakt. Anledningen är att både produktion och transport av gas är kapitalintensivt. Omfattande och mycket långa kontrakt har ansetts utgöra en viktig förutsättning för att garantera avkastning på de stora investeringarna i produktionen. Långa kontrakt har också tryggat utnyttjandet av de nationella gasföretagens och de lokala distributörernas transportnät, liksom deras möjligheter att garantera försörjningen. Långa kontrakt har varit ett önskemål från både producenter och grossister. Kontrakten för handel mellan länder löper i allmänhet , men det är inte ovanligt med kontrakt som sträcker sig både 25 och fram i tiden. Långsiktiga importkontrakt kommer alltid att vara nödvändiga för att garantera stora och kapitalintensiva investeringar. Trots att den västeu- ropeiska kontinentens gasmarknad måste betraktas som väletablerad, hade utvecklingen av vissa gasfält i , t.ex. , med till- hörande infrastruktur inte kommit till stånd utan de avsättningsgarantier som kontrakten med de ledande nationella gasföretagen på kontinenten utgör. De långsiktiga avtalen är i allmänhet uppb yggda som s.k. take or pay-avtal (benämningen är en sammandragning av take and pay or pay). Vid take or pay-avtal förbinder sig kunden att betala för en minsta volym och säljaren att leverera en maximal volym. Kunden får betala för denna minimivolym oavsett om kunden förbrukat volymen el- ler ej. Köparen förbinder sig således att ta emot en minsta års- samt dygnsvolym medan säljaren förbinder sig att leverera en maximal års- samt dygnsvolym. Avtalen tillämpas ofta med viss flexibilitet så att ej utnyttjade volymer kan sparas för senare bruk. Villkoren i de avtal som tecknas mellan producent och överföringsföretag speglas sedan i de avtal som tecknas mellan överföringsföretag och distributör eller andra mycket stora kunder. De långsiktiga inköpsavtalen innebär i allmänhet leverans av en jämn volym över . Marknadens säsongsvariation hanteras genom na- turgaslager. De långsiktiga inköpsavtalen kan kompletteras med kortsik- tiga inköpsavtal där gas köps på dygnsbasis varvid man enbart betalar för erhållen volym. I de fleråriga inköpsavtalen regleras följande: Pris, index. De långsiktiga kontrakten kan som tidigare framgått sägas reglera risk- fördelningen mellan köpare och säljare på gasmarknaden. I dessa kon- trakt tar vanligen köparen volymrisken genom den ovan nämnda take or pay-klausulen. Säljaren står oftast för de risker som ändrade prisrelatio- ner kan ge upphov till, eftersom priserna knyts till alternativen snarare än till säljarens kostnader. Det bör betonas att avtalens utformning och längd kan variera för olika typer av slutanvändare. Avtalen är fleråriga och i allmänhet fem- åriga. Det kan dock förekomma både längre och kortare avtal. För in- dustrin ned till ettåriga avtal och för kraftvärmekunder upp till . Exempelvis kan ett svenskt slutkundsavtal bestå av följande delar: Rörligt pris med koppling till, i allmänhet, oljeprodukter. Ingen take or pay. Betalning i efterskott. Att avtalet inte är av take or pay-typ innebär att kunden betalar på van- ligt sätt för förbrukad mängd gas. Det finns således inga klausuler om minimi- eller maxvolymer, vilket innebär att säljaren tar hela volymris- ken. Naturgaspriset på den traditionella naturgasmarknaden baseras i allmän- het på kundens alternativkostnad. Priserna indexeras efter alternativ- kostnaden, vilket så gott som alltid innebär olja (även kol och el kan förekomma). Detta är en form av prisdiskriminering i och med att olika kunder betalar utifrån sin alternativkostnad. Principen med alternativkostnadsprissättning gäller också för mindre kunder. Även om prissättning mot mindre kunder sker via fastställda ta- riffer, så utgår dessa från kundens alternativkostnad. I och med att avtalen baserar sig på kundens alternativkostnad så till- lämpas s.k. net-back-prissättning. Denna s.k. net-back-princip tillämpas för prissättningen mellan alla de olika aktörerna i hela kedjan från kund till gasplattform. Net-back-principen innebär att när en lokal gasleve- rantör förhandlar med den regionala gasleverantören så utgår båda par- ter ifrån den lokala leverantörens kunds alternativkostnad, dvs. det kun- den betalar eller är villig att betala för sin energiförsörjning. Därefter dras leverantörens egna kostnader bort varvid ett pris fås. Denna pris- sättningsprincip gäller sedan i alla led fram till gasutvinningen, dvs. När slutleverantören har en icke homogen kundstruktur tar man hänsyn till detta i prisförhandlingen genom viktning av olika kun- ders alternativkostnader och gasvolymer. Ovanstående prissättningsprincip gäller för den kontinentala delen av (inklusive ). I fungerar det annorlunda. På öppna gasmarknader sker prissättningen ej mot alternativkostnaden utan i stället mot andra leverantörers gaspris. Således sker i en prissättning gas mot gas. I har detta nu även slagit ige- nom på marknaden för privatkunder. 3.6Marknadsutveckling/marknadsöppning 5 Det har tidigare konstaterats att det inte finns någon global naturgas- marknad. Ser vi gasmarknaden ur ett globalt perspektiv kan vi mycket grovt dela in den i huvudsakligen tre regioner, , Asi- en/Pacific samt . Situationen för länderna i de olika marknaderna är olika. I uppgår självförsörjningsgraden till . Resterande be- hov importeras, till stor del () från . Naturgas har varit en del av den amerikanska energiförsörjningen sedan början av 1900- talet. Hela gassektorn är i stort sett privatägd och antalet aktörer över- stiger flerfaldigt antalet aktörer på den europeiska kontinenten. Den ame- rikanska marknaden karaktäriseras som en mogen marknad och har se- dan 1985 gradvis avreglerats. I grossistledet råder konkurrens, dvs. 5 Avsnittet baseras i huvudsak på CEPS (1998). att återförsäljarna kan välja leverantör. Den största utmaningen kvarstår dock, nämligen att ge slutkunderna fritt tillträde. I råder olika förhållanden. importerar all gas i form av LNG, dvs. är helt självförsörjande och ex- porterar gas. I finns regionala monopol, slutanvändare kan ej välja leverantör. Där pågår avregleringsprocessen av naturgasmarknaden och förhandlat tillträde diskuteras. Framväxten av naturgas i baserades i början på lokal produktion för lokal användning, såsom t.ex. i , vid Lacq- fynden i södra och vid mindre fält i norra . Gasmark- naden runt dessa lokala produktionskällor förblev dock liten på grund av den naturliga begränsningen i gasutvinningen. I ett slag ändrades förutsättningarna för den västeuropeiska gasmark- nadens utveckling genom upptäckten av det stora i . Produktionen i kom igång . Åren därefter blev det ett starkt uppsving i kontinentens gaskonsumtion. Den största delen av produktionen har gått till inhemsk försörjning, men en stor del har även exporterats till främst , och Tysk- land. Den brittiska produktionen i södra startade i slutet av 1960- talet och har i princip enbart gått till att försörja . Den norska gasutvinningen startade först och i stort sett all produktion exporteras. Exporten till från och fick först någon väsentlig betydelse.