sou · GNB3115d2 · 2000-01-01 00:00:00 — av alla gasleveranser genom Ruhrgas´ rörledningsnät. I , och råder ett stort inslag av monopol i överföringsledet. Däremot finns det i allmänhet ett stort antal lokala distributionsbolag, särskilt i och . I har det skett en kraftig omstrukturering och antalet lokala distributionsbolag har minskat från 158 till 36. I de flesta europeiska länder med en betydande naturgasmarknad har inte bara produktion, import och överföring utan även distribution av naturgas gas ansetts vara en nationell angelägenhet. Detta har lett till ett mycket omfattande offentligt ägande i naturgassektorn. Således är franska GDF helägt av staten. I är de lokala distributionsfö- retagen till övervägande delen offentligt ägda och i är samtliga lokala distributionsbolag i offentlig ägo. I är det privata ägande större, men av distributionsföretagen är ändå i offentlig ägo. I vissa länder är dock situationen på ägarsidan en annan eller håller på att förändras. I har numera av samtliga distributionsföretag ett blandat offentligt-privat ägande. De privata ägarintressena i dessa bolag varierar mellan till . I privatiserades British Gas och inslaget av offentligt ägande i naturgassektorn är mycket litet. 6.4 Kontraktsformer och priser Naturgasmarknaden kännetecknas av kontrakt med långa löptider, ofta . Kontrakten är ofta av "take-or-pay" typ, vilket innebär att köparen har förbundit sig att betala för en viss kvantitet som han, upp till en viss gräns, har frihet att välja vilken kvantitet som han önskar ta ut. Prissättningen av naturgas har följt andra bränslen, så kallad interfuel pricing. Detta reflekterar i hög grad bristen på konkur- rens på naturgasmarknaden. I Tabell 6.3 återges naturgaspriser för olika kundkategorier i olika länder inom för . Som framgår av tabellen är det ganska betydande variationer såväl mellan länder som mellan kundkategorier. Till en del torde prisvariationerna reflektera skillnader i kostnaden för att i de olika länderna förse olika kundgr upper med naturgas, men det är mycket troligt att de observerade prisskillnaderna är ett uttryck för prisdiskriminering som möjliggjorts av bristande konkurrens. Tabell 6.3 Gaspriser i (8 – 1 000 mmBTU) (400 – 400 000 mmBTU) USD/mmBTU* USD/mmBTU* 7,50–20,00 4,50–7,50 7,50–17,00 3,80–8,00 8,00–16,50 3,50–8,00 9,50–13,00 4,00–9,70 7,50–14,50 3,60–7,00 6,50–13,50 2,90–4,10 * 1 mmBTU=294 kWh. Prisnivån har främst baserats på värdet av konkurrerande energi- slag. Priserna till slutkund från lokala distributionsbolag är vanligtvis uppbyggda som tariffer med en fast och en rörlig priskomponent. Van- ligtvis är den fasta komponenten relativt liten vilket innebär att de rela- tivt stora fasta kostnaderna som är förknippade med överföring och distribution ej täcks av denna. Det betyder att den rörliga avgiften till en del används för att täcka fasta kostnader och därför i allmänhet överstiger marginalkostnaden. 6.5 Naturgasmarknaderna i och de nordiska länderna Som avslutning på detta kapitel ges en kort beskrivning av några särdrag i naturgasmarknaderna i och i nordiska grannländer. Den situation som beskrivs torde komma att förändras i takt med att EG:s naturgasmarknadsdirektiv genomförs. 1.Ägande och drift av gasledningssystemet Ägs och drivs av privata företag 2.Ägande och drift av lagringsanläggningar Ägs och drivs av privata företag 3.Deltagande i transmissionsledningar till utlandet (Transitgas), (WAG), (Interconnector) Norsk gas till . Rysk gas till och Inga legala föreskrifter angående obligatorisk öppning av ledning- arna, men nTPA praktiseras 1.Ägande och drift av gasledningssystemet Ägs och drivs av (exklusiv rätt ) 2.Ägande och drift av lagringsanläggningar Ägs och drivs av (exklusiv rätt ) 3.Deltagande i transmissionsledningar till utlandet (i Deudan) Inga legala föreskrifter angående obligatorisk öppning av ledning- arna Inga transporttariffer beräknas eller publiceras 1.Ägande och drift av gasledningssystemet Ägs och drivs av som i sin tur ägs av (), ryska (), (), () och andra ägare (). Ingen transit av gas Inga legala föreskrifter angående obligatorisk öppning av ledning- arna Inga transporttariffer beräknas eller publiceras 1.Ägande och drift av gasledningssystemet Endast off-shore ledningar som ägs av företag med licenser för gasproduktion. 2.Ägande och drift av lagringsanläggningar Inga lagringsmöjligheter on-shore. Deläger lagringsmöjligheter i samt har ett lagringsavtal med 3.Deltagande i transmissionsledningar i utlandet Ingen transit av gas Legala grunden finns för TPA Alla transporttariffer skall godkännas av staten. En maxavkastning på kapitalet i nya ledningar specificeras vanligen 7 Den svenska naturgasmarknaden Den svenska marknaden för naturgas är geografiskt be- gränsad till den sydvästra delen av landet och är mycket begränsad till sin omfattning, speciellt jämfört med övriga länder inom det kontinentala . Således uppgår den årliga konsumtionen av naturgas i till ca. 0,8 bcm, vilket motsvarar av energiförsörjning. Den naturgas som förbrukas i kommer hu- vudsakligen från . Stamledningen sträcker sig från i söder till i norr. I de områden som ligger i anslutning till led- ningsnätet motsvarar användningen av naturgas ca. av den totala energianvändningen, vilket är ungefär samma nivå som i övriga . har naturgasens betydelse för energiförsörjningen i varit ganska liten. Detta torde till stor del bero på att de nordiska län- derna (med undantag för ) är relativt glest befolkade. I är den inhemska kommersiella förbrukningen av naturgas gas i det närmaste obefintlig. I och ligger förbrukningen på en något högre nivå. Om inga nya överföringsnät tillkommer väntas för- brukningen av naturgas i växa till 1,3 bcm/år omkring samt förbli ett bihang till den danska naturgasmarknaden gasmarknaden (se Radetzki (1996)). 7.1 Aktörer, struktur och prisbildning Överförings- som distributionsledningar för naturgas i ägs och drivs av , som också svarar för importen av na- turgas. levereras naturgasen av det danska företaget . Inköpen har nästan enbart baserats på långsiktiga leveransavtal, men en övergång till avtal med olika längd med flera leverantörer har inletts och kommer sannolikt att bli mer omfattande i takt med att avtalen med löper ut. Utöver de kontraktsbundna leveranserna upphandlas vissa kvantiteter på spotmarknaden. Köparsidan domineras av distributionsbolag, kraft- och värmepro- ducenter samt till industrier. De största köparna är , samt . Uppdelat på olika användningsområden gäller att av den importerade natur- gasen går till industrin (för att användas som råvara eller för uppvärm- ning), används inom kraftvärme- och fjärrvärmesektorn me- dan resten används inom bostäder och lokaler. Priserna till slutkund sätts i konkurrens med andra energislag. 7.2 Potentiell utveckling följd av Nordic Gas och De föreslag projekten och North Transgas innebär att det svenska rörledningsnätet för naturgas byggs ut och sammanbinds med potentiella leverantörer i och (via ). Speci- ellt skulle en ny rörledning genom tillkomma. Detta skulle skapa förutsättningar för en betydande ökning av konsumtionen av naturgas i . Det skulle också skapa nya förutsättningar för konkurrens mellan potentiella leverantörer till den svenska marknaden. Emellertid är det inte sannolikt att hushållssektorn kommer att spela samma viktiga roll i som i delar av kontinentala . En orsak till detta är att naturgasens möjligheter att konkurrera med elek- tricitet "i köket" dvs. för matlagning, kylning av livsmedel mm, måste anses vara små. En annan orsak är att naturgasens möjligheter att kon- kurrera med el och fjärrvärme när det gäller uppvärmning av bostäder och lokaler också måste anses vara ganska små. Detta beror främst på att rörledningarm.m.för fjärrvärme redan byggts ut i områden där hus- hållstätheten är tillräckligt hög för att utbyggnad av distributionsan- läggningar för naturgas skulle kunna vara lönsam. Sammantaget innebär detta att det även kommer att vara huvudsakligen stora kunder, dvs. kraft- och värmeverk samt industrier, som svarar för mer- parten av efterfrågan på naturgas i . Den potentiella efterfrågan på naturgas längs en ny rörledning genom kan mot denan bakgrund delas upp i några olika komponenter. Den första av dessa utgörs av befintliga anläggningar för kraft- och värmeproduktion samt annan industriell verksamhet. Enligt Radetzki (1996) är potentialen för denna efterfrågan på naturgas 2,0 bcm/år. Den andra utgörs av kraftproduktionsanläggningar som kan väntas tillkomma för att tillgodose den den ökad efterfrågan på el. Enligt samma källa är potentialen för denna efterfrågekomponent 1,3 bcm/år. Sammantaget innebär detta ett tillskott efterfrågan på naturgas med 3,3 bcm/år, vilket tillsammans med den bedömda efterfrågan på naturgas i sydvästra in på det nya seklet blir 4,6 bcm/år eller 51 TWH/år. Detta torde motsvara av den totala energianvändningen i . Den tredje komponenten i den tillkommande efterfrågan på naturgas i utgörs av de kraftproduktionsanläggningar som kan tillkomma för att ersätta den nu befintliga kärnkraftskapaciteten. Den totala årliga produktionen i de svenska kärnkraftverken är drygt . En del av denna produktion kan komma att ersättas av import och/eller minskad elanvändning, medan andra delar kan ersättas av kraftproduktion baserad på andra bränslen än naturgas. Dock talar även en försiktig bedömning för att efterfrågan på naturgas för kärnkraftsersättning kan komma att uppgå till 3–6 bcm/år. 8 Alternativ för implementering av EG:s naturgasmarknadsdirektiv Med de tidigare kapitlen som bakgrund är det nu dags att närmare ana- lysera de olika alternativen för implementering av EG:s naturgasmark- nadsdirektiv i den svenska lagstiftningen. I det inledande avsnittet re- dovisas vissa grundläggande utgångspunkter. De följande avsnitten ägnas åt analyser av de huvudfrågor som anges i uppdraget, nämligen EG-direktivets krav beträffande tillträdesregler, berättigade kunder och graden av marknadsöppning, separering av monopolverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet, allmännyttiga tjänster samt undan- tagsregler. 8.1 Utgångspunkter för analyserna Som framgick i kapitel 7 spelar naturgas en liten roll i den svenska energiförsörjningen och det är bara i en liten del av landet som det finns en någorlunda utbyggd infrastruktur för naturgas. Det är givetvis angeläget att varje del av landets energiförsörjning är organise- rad på ett effektivt sätt. Ändå är det ofrånkomligt att frågan om hur EG:s naturgasmarknadsdirektiv skall inkorporeras i den svenska lag- stiftningen har ringa betydelse om användningen av naturgas i även fortsättningsvis skulle ligga på ungefär dagens nivå. Som framgått av kapitel 7 kan emellertid infrastrukturen för naturgas komma att byggas ut väsentligt och användningen av naturgas kan under vissa betingelser komma att växa kraftigt. Inte minst kan natur- gasbaserad kraftproduktion komma att svara för en stor del av elpro- duktionen i landet. Det finns ingen anledning att här försöka bedöma SOU 1999:115 Bilaga 3 433 sannolikheten för, eller önskvärdheten av, en sådan utveckling. Ändå ter det sig naturligt att i denna utredning utgå från att den svenska na- turgaslagstiftningen skall "fungera" även i en situation då användningen av naturgas i landet är avsevärt större, är regionalt mer utbredd och omfattar fler kundgrupper och aktörer på säljarsidan än vad som är fallet. Om lagstiftningen på naturgasområdet i enlighet med ovanstående resonemang skall utformas för en situation då naturgasen spelar en be- tydligt större roll i energiförsörjningen, uppstår frågan om i vilken ut- sträckning som man vid implementeringen av EG:s naturgasmarknads- direktiv skall ta hänsyn till incitamenten att bygga ut infrastrukturen för naturgas. Konkret är detta en fråga om i vilken utsträckning som kon- kurrensbegränsande inslag i naturgaslagstiftningen kan anses vara ett acceptabelt pris för att få till stånd investeringar i infrastruktur för na- turgas. För att penetrera denna fråga kan man göra det hypotetiska an- tagandet att det föreligger två mål. Det ena är att skapa förutsättningar för konkurrens på naturgasmarknaden. Det andra är att få till stånd den utbyggnad av infrastrukturen för naturgas som är samhällsekonomiskt lönsam. Frågan är då vilka medel som är mest effektiva när det gäller att realisera dessa mål. I allmänhet gäller att det mest effektiva sättet att realisera två mål är att använda två medel. Den av EG:s naturgasmarknadsdirektiv motive- rade lagstiftningen är primärt ett medel för att skapa konkurrens på na- turgasmarknaden, oavsett om denna är liten eller stor. påver- kar lagstiftningen i fråga förutsättningarna för investeringar i in- frastruktur för naturgas. De ekonomiska förutsättningarna för utbyggnad av infrastruktur för naturgas kan emellertid påverkas även med tra- ditionella energipolitiska styrmedel som skatter, regler för tillstånds- givning mm. Eftersom dessa medel kan utformas just för att främja in- vesteringar i infrastruktur, torde de vara effektivare i detta avseende än ett regelverk som främst skall skapa konkurrens på marknaden för na- turgas. Slutsatsen blir att i den mån som det skulle anses önskvärt att bygga ut infrastrukturen för naturgas i , så är det energipolitiken sna- rare än naturgaslagstiftningen som bör utformas så att detta mål kan realiseras. Mot bakgrund av detta resonemang utgår den följande dis- kussionen från att det regelverk som skall införas i med anled- ning av EG:s naturgasmarknadsdirektiv har som uppgift att skapa för- utsättningar för effektiv konkurrens på den svenska naturgasmarknaden. Även om regelverket i fråga bör utformas så att det inte försvårar en utbyggnad av infrastrukturen för naturgas, förutsätts att det primärt är energipolitiska övervägande och styrmedel som skall skapa förut- sättningar för sådana investeringar. 434 Bilaga 3 SOU 1999:115 En annan viktig utgångspunkt för analysen hänger samman med ut- formningen av den svenska ellagen och övriga regelverk för den svenska elmarknaden. Som redan framgått är det stora likheter mellan EG:s elmarknads- och naturgasmarknadsdirektiv, både vad gäller de bakomliggande intentionerna och kraven på medlemsländernas lagstift- ning. Det ter sig därför naturligt att skulle förhålla sig till na- turgasmarknadsdirektivet på i allt väsentligt samma sätt som till el- marknadsdirektivet. Till detta kommer att en utbyggnad av infrastruktu- ren för naturgas skulle leda till ökad konkurrens mellan el och naturgas. Det finns därför skäl att utforma lagstiftningen för naturgasmarknaden så att konkurrensförhållandena mellan el och naturgas inte snedvrids. Mot denna bakgrund betraktas reglerna för den svenska elmarknaden som ett riktmärke för lagstiftningen för naturgasmarknaden. Således är diskussionen i de följande avsnitten inriktad på att pröva om det finns bärande motiv för att utforma regelverket för naturgasmarknaden på ett annat sätt än motsvarande regelverk för den svenska elmarknaden. Om några sådana motiv inte synes finnas, är rekommendationen att samma regler skall gälla för naturgasmarknaden som för elmarknaden. En alternativ ansats kunde kanske vara att anpassa den svenska lag- stiftningen för naturgasmarknaden till motsvarande lagstiftning i grannländerna, i första hand och . Motivet för detta skulle då vara att skillnader mellan det svenska regelverket och motsva- rande regelverk i grannländerna kan påverka de svenska naturgasföre- tagens konkurrensförmåga relativt utländska företag. Det konsument- perpektiv som präglar EG:s naturgasmarknadsdirektiv gör det emellertid naturligt att i denna utredning utgå från att det nya regelverkets primära uppgift är att skapa förutsättningar för effektiv konkurrens, såväl "gas till gas" som "gas till el", på den svenska energimarknaden. 8.2 Regler för tillträde Valet av regelverk för tillträde till infrastrukturen, i praktiken valet mellan rTPA och nTPA, är ett av de viktigaste ställningstagandena i samband med implementeringen av EG:s naturgasmarknadsdirektiv i den svenska lagstiftningen. Som redan nämnts tillämpas rTPA på el- marknaden. Med hänvisning till resonemanget ovan är då frågan om det finns bärande motiv för att i stället tillämpa nTPA på naturgas- marknaden. Konkret är detta en fråga om huruvida rTPA försvagar in- citamenten att investera i infrastruktur för naturgas i en sådan utsträck- ning att nTPA bör föredras framför rTPA. För att kunna ta ställning till denna fråga måste skillnaden mellan de två alternativen klargöras. En sådan jämförelse måste utgå från vissa SOU 1999:115 Bilaga 3 435 antaganden om den framtida svenska naturgasmarknadens struktur. Den måste också bygga på vissa antaganden om den praktiska innebörden av rTPA på den svenska marknaden för naturgas. Beträffande den svenska naturgasmarknadens struktur är det troligt att det kommer att finnas ett relativt litet antal större aktörer på såväl köparsidan som säljarsidan. Aktörerna på köpar- sidan kan antas vara stora slutförbrukare, grossister och integrerade distributions- och försörjningsföretag. Aktörerna på säljarsidan kan antas vara såväl svenska som utländska företag med varierade direkt anknytning till producenter av naturgas. Minst ett av företagen på säl- jarsidan kommer att vara ett integrerat import- och överföringsföretag. Beträffande den praktiska innebörden av rTPA har den tidigare dis- kussionen visat att "reglering" av priser och leveransvillkor kan, men måste inte, omfatta såväl tariffernas struktur som tariffnivåns utveckling över tiden. Regleringen kan också innebära att regleringsmyndigheten i förväg godkänner, eller t.o.m. föreskriver, vilka priser och övriga villkor som skall gälla. I finns det emellertid en tradition av "mild" reglering, inriktad på förhandling med utgångspunkt i allmänna principer snarare än direkt styrning 16. Således utgår regleringen av nättarifferna på den svenska elmarknaden från vissa allmänna mål om skälighet, likabehandling och kostnadstrohet17, men innehåller ingen reglering av tariffernas struktur18. Vidare sker ingen prövning i förväg av nätbolagens tariffer och övriga kommersiella villkor. Däremot kan priser och tillträdesvillkor överprövas i efterhand om någon kund anser att gällande regler om skälighet, likabehandlingm.m.inte har följts. I det följande förutsätts att innebörden av rTPA på den svenska na- turgasmarknaden i allt väsentligt skulle vara densamma som på den svenska elmarknaden. Det betyder att priser och tillträdesvillkor även vid rTPA i princip fastställs av nätägarna, eventuellt efter förhandlingar mellan dessa och potentiella nyttjare av överförings- och distribu- tionsnät. Jämfört med nTPA tillkommer emellertid att tarifferna kan på anmodan av en faktisk eller potentiell nyttjare av näten överprövas av en regleringsmyndighet; priser och övriga tillträdesvillkor måste publiceras19. 16Den svenska miljöpolitiken är ett belysande exempel på denna tradition. 17Se och (1998). 18Däremot ställer regleringsmyndigheten, genom en blandning av pristaks- och avkastningsreglering, vissa krav på tariffnivåns utveckling. 19Det bör dock noteras att i , där nTPA gäller på elmarknaden, anser många nätägare att det är alltför resurskrävande att förhandla med alla kunder och har därför valt att standardisera och publicera tillträdesvillkor och priser. Den överprövning av priser och tillträdesvillkor som kan bli aktuell har i praktiken formen av en förhandling mellan nätägare och reglerings- myndighet. Utfallet av en sådan förhandling beror på en rad faktorer, t.ex. regleringsmyndighetens befogenheter, dess förmåga att utvärdera konsekvenserna av de avtal som skall prövas m.m. Det finns därför ingen möjlighet att enbart på teoretiska grunder dra några bestämda slutsatser om hur tariffer och tillträdesvillkor kan väntas skilja sig mel- lan "mild" rTPA och nTPA. Emellertid är det sannolikt att kravet på publicering av priser och le- veransvillkor vid rTPA i någon utsträckning begränsar nätägarnas handlingsutrymme jämfört med vad som är fallet vid nTPA. Som fram- hölls tidigare finns det i praktiken en gråzon mellan kostnadsmotiverade och rent diskriminerande skillnader i priser och tillträdesvillkor för olika nyttjare av näten. Vid nTPA ger denna gråzon ägare av överförings- och distributionsnät vissa möjligheter att till sin fördel påverka konkurrens- förhållandena i försörjningsledet. Därmed är det troligt att incitamenten att investera i infrastruktur för naturgas är starkare vid nTPA än vid rTPA. Huruvida denna skillnad är stor eller liten beror på hur regelverket vid rTPA utformas och tillämpas. Slutsatsen av denna diskussion är att med en "mild" form av rTPA, i linje med den svenska regleringstraditionen, behöver skillnaderna mellan rTPA och nTPA inte vara så stora. Dock är det troligt att en ordning med nTPA är mer resurskrävande och innebär större osäkerhet för po- tentiella nyttjare av överförings- och distributionsnät än en ordning med rTPA. Det betyder att det vid nTPA är förenat med högre kostnader och mer osäkerhet att etablera sig på naturgasmarknaden än vad som är fallet vid rTPA, vilket begränsar konkurrensen på denna marknad. Förhållandet att ett integrerat import- och överföringsföretag, , kan väntas ha en dominerande ställning på den svenska naturgasmarknaden gör att hinder för etablering av nya naturgasföretag i olika led måste tillmätas stor betydelse från konkurrenssynpunkt. I någon mån föreligger det en konflikt mellan målet om effektiv konkurrens på naturgasmarknaden och de ekonomiska incitamenten att bygga ut infrastrukturen för naturgas. Målet om effektiv konkurrens talar entydigt för rTPA, medan nTPA torde skapa starkare incitament för investeringar i infrastruktur för naturgas. Utbyggnaden av in- frastruktur för naturgas måste emellertid betraktas som en energipolitisk fråga och är därtill något som bäst kan påverkas med energipolitiska styrmedel. Det synes därför inte finnas tillräckligt starka skäl att välja nTPA framför rTPA vid implementeringen av EG:s naturgas- marknadsdirektiv i den svenska lagstiftningen. Följaktligen rekommen- deras rTPA av den typ som tillämpas på den svenska elmarknaden. 8.3 Berättigade kunder och graden av marknadsöppning EG-direktivet stipulerar dels att elproducenter och kunder med en års- förbrukning som överstiger 25 miljoner m 3 (och ) skall vara berättigade att ha tillträde till överförings- och distributionsnäten, dels att graden av marknadsöppning redan från början skall vara . Om minimi-kravet beträffande berättigade kunder tillämpas på den svenska naturgasmark- naden, nu och under överskådlig framtid, så uppfylls kravet på mark- nadsöppning med god marginal. Det är alltså förenligt med naturgas- marknadsdirektivet att i den svenska lagstiftningen begränsa gruppen "berättigade kunder" till elproducenter och de största förbrukarna. Detta skulle innebära att små kunder som kan komma att anslutas till tillkommande distributionsnät för naturgas kommer att vara helt hänvisade till den lokala naturgasdistributören. Det betyder också att naturgasföretag med lokala distributionsnät skyddas mot konkurrens. Under förutsättning att de aktuella små kunderna är fria att välja andra energialternativ, huvudsakligen el eller fjärrvärme, kommer na- turgasdistributörerna ändå att vara utsatta för konkurrens. Lokalt blir det ingen "gas till gas" konkurrens men väl "gas till el" konkurrens eller "gas till fjärrvärme" konkurrens. På den svenska elmarknaden är samtliga kunder "berättigade" och kvarvarande hinder för rörlighet på kundsidan, d.v.s. timmätarkravet kommer att tas bort. En begränsning av kategorin "berättigade kunder" torde förstärka incitamenten att investera i lokala distributionsnät för naturgas. Emellertid är det svårt att se detta som ett bärande skäl för att i detta avseende tillämpa andra regler för naturgasmarknaden än för elmarknaden.