sou · GNB3115d1 · 2000-01-01 00:00:00 — Inom EU är man beroende av import från , och . Detta beroende kommer att öka i takt med den ökade efterfrå- gan och i takt med att EU-ländernas gasutvinning minskar. Andelen naturgas av den totala primära energianvändningen uppgår in- om EU till i genomsnitt . Eurogas gör, som tidigare framgått, bedömningen att andelen kommer att öka kraftigt framöver, eller till mellan . Detta motsvarar en ökning av naturgasanvändningen i på i förhållande till dagens användning. En ökad användning av naturgas är betingad av flera faktorer, men tre väsentliga faktorer är följande. Miljöfördelarna framför andra fossila bränslen. Teknikutvecklingen för effektivare produktionsanläggningar, både storskaliga och småskaliga, avseende energiproduktion med naturgas som energikälla. Processverkningsgraderna blir ständigt bättre och överstiger verkningsgraderna för andra typer av bränslen. Ökad elgenerering med naturgas som energikälla både från nya gas- kombikraftverk och kraftvärmeanläggningar. De sektorer där naturgasanvändningen i beräknas expandera kraftigast är, enligt Eurogas, inom hushållsmarknaden och på elproduk- tionsområdet. Användningen inom den senare sektorn beräknas öka fler- faldigt i absoluta mått. I skiljer sig situationen från land till land, både avseende egen naturgasproduktion och naturgassystemens och nätens utbyggnad. I Eu- ropa finns ett flertal gasproducenter, enbart i finns ett tiotal. I de flesta europeiska länder svarar ett nationellt gasföretag för mer- parten av gasinköpen och för de längre transporterna inom landet, t.ex. franska GdF, tyska , nederländska Gasunie, danska , svenska och finska Gasum. Sex av EU:s länder har egen produktion av naturgas: , Stor- , , , och . Det finns europeiska exportländer, t.ex. , och , som det finns länder som till är beroende av gasimport, såsom , och . Andra länder, t.ex. och , importerar den största delen av sitt naturgasbe- hov. Länder med stora importbehov importerar gasen, någorlunda jämnt fördelat, från flera länder. har i sin lagstiftning (1998) fastslagit att gasimporten från ett enskilt land inte får överskrida av den totalt importerade naturgasvolymen. De nationella gasföretagens för- handlingsposition gentemot utländska gasleverantörer är givetvis mindre stark om en leverantör är mycket dominerande. är regeringarna starkt engagerade i utrikeshandeln med gas. Det starka statliga engagemanget får ses mot bakgrund av att det ofta är frågan om omfattande, långsiktiga bilaterala åtaganden av stor försörjningspolitisk och ekonomisk betydelse. I de flesta europeiska länder svarar, som ovan nämnts, ett nationellt gasföretag för merparten av gasinköpen och för de längre transporterna inom landet. De nationella gasföretagens marknadsställning är ett resul- tat av lagstiftning och statliga förordningar och/eller tekniska och eko- nomiska förutsättningar. har betydande förändringar skett, delvis som ett resultat av politiska strävanden med syfte att för- bättra konkurrensen på marknaderna (se även kapitel 8). I många fall finns det ägarsamband mellan de nationella överföringsföretagen och gasproducenterna. Producenterna har i praktiken sällan haft alternativa kunder. De stora oljebolagen är representerade på både köpar- och säl- jarsidorna. I , som har en fullständigt avreglerad naturgasmark- nad, där till och med hushåll fritt kan välja leverantör, ägs alla landbase- rade naturgasnät av ett och samma bolag, BG Transco. har ett reglerat tillträde till näten. I andra länder finns flera överförings- företag, i t.ex. finns över 20 stycken, av vilka är den största. De har dock var och en monopol på gasförsäljningen från sina olika nät. är det enda landet i som har en fullt kon- kurrensutsatt naturgasmarknad. Andra länder som t.ex. och har påbörjat en öppning av naturgasmarknaden. Förändringar i regelverken mot en ökad konkurrens pågår inom många länder både inom och utom EU. Graden av marknadsmognad och im- portberoende är härvid av stor betydelse. I , som startade privatiseringen av naturgas-marknaden , råder , som ovan nämnts, konkurrens på hela markna- den. Här var producenterna de första aktörerna på den fria marknaden, vilket var naturligt eftersom producenterna redan var vana vid en kon- kurrensutsatt oljemarknad. När gick från monopol till konkurrens hade man ett fullt utbyggt gasnät och en naturgasmarknad motsvarande av den inhemska energianvändningen. Konkurrensutsättning i Storbri- tannien har lett till att nya aktörer uppstått. Genom drifttagandet av Interconnector, naturgasledningen mellan Bacton i och i , , har marknaden öppnats för brittiska säljare och kontinentala köpare och vice versa. , hade minst elva kontrakt tecknats. Norska gasbolag är in- tresserade av att använda Interconnector även om de har andra natur- gasledningar till den europeiska kontinenten. De flesta länder i arbetar, som ovan nämnts, med regelverket för en öppen inre gasmarknad. har i och med den lagstiftning om kolväten the Spanish hydrocarbon law, som trädde i kraft , fastställt ramverket för en liberalisering av den spanska gasmarknaden. Dock kvarstår att utforma själva lagstiftningen. I Tysk- land råder i princip konkurrens mellan gasföretag i grossistledet, slut- kunden kan dock ej välja leverantör . Det pågår även strukturella förändringar av gasindustrin. Integration framåt, t.ex. när gasproducenter köper delar av överföringsföretag har blivit allt vanligare . Integration bakåt är inte lika vanligt, dvs. att distributionsföretag eller överföringsföretag köper in sig i pro- duktionsbolag. Det har tidigare nämnts att någon global marknad för naturgas, motsva- rande den för olja, inte existerar . Handeln sker i stället via bilate- rala och ofta mycket långa kontrakt. I , , och i finns dock inhemska spot- prismarknader. På en spotprismarknad köper och säljer man en vara för omgående leverans. På mer konkurrensutsatta och mogna marknader minskar andelen långa kontrakt. Mellan av den brittiska handeln med naturgas sker på spotmarknaden. Denna andel ökar stadigt och spotpriserna får allt större genomslag på slutkundspri- serna. I sker handeln med naturgas på ett 50-tal olika marknads- platser och marknadsnav (s.k. hub) där så gott som alla större markna- der har utvecklats till spotprismarknader. På marknadsplatserna i , som ofta är elektroniska, kan naturgas köpas från flertalet obe- roende källor för leverans till olika marknader. Detta innebär att man inte längre behöver köpa naturgasen vid produktionsplatsen (inklusive transport till specifikt geografiskt område). Särskilda aktörer, s.k. ship- pers, svarar för att gasen kommer till rätt ställe, köper in sig på olika transportsystem och optimerar transportvägen med tanke på säkerhet och kostnad. är, som framgått av kapitel 2, en liten aktör på naturgasmarkna- den. Vi har varken reserver eller produktion av naturgas, men däremot en begränsad import av naturgas från . Avsikten med detta ka- pitel är att beskriva den svenska naturgasmarknaden i några avseenden. Det gäller t.ex. utbredning, volymer, användning och beskattning. I avsnitt 4.1 redovisas kortfattat några steg i den svenska utbyggna- den av naturgas samt sträckningen av nätet. Avsnitt 4.2 innehåller en ge- nomgång av aktörerna på den svenska marknaden, dvs. importörer och distributörer, samt hur avtalen är utformade. I avsnitt 4.3 analyseras marknaden med avseende på volymer, kundkategorier, energianvändning etc. Avsnitt 4.4 innehåller avslutningsvis en analys av beskattningen av naturgas. har intresset för naturgas i varierat högst vä- sentligt. tog dock intresset en högst konkret form. Bakgrunden var bl.a. reaktorhaveriet i och en strävan att minska oljebero- endet. I samband med behandlingen av regeringens energipolitiska pro- position avslog visserligen ett par förberedda importaffärer (och ), men uttalade sig positivt om nödvändigheten att följa naturgasutvecklingen i och därvid bevaka möjligheterna till framtida naturgasimport. Regeringen tog därefter upp förhandlingar med . Förhand- lingarna resulterade 1980 i ett avtal mellan och rege- ringar samt ett avtal mellan importören 2 och leverantören 1Delavsnittet bygger, där ej annat anges, på (1990). 2Swedegas AB blev ett helägt statligt bolag. Ägarbilden har där- efter förändrats ett antal gånger. ingår företaget i Vattenfallkoncer- nen under namnet (se avsnitt 4.2). (Dansk og Naturgas A/S). Av regeringens proposition framgår bl.a. att avtalen var av betydande värde för svensk energiförsörjning (prop. 1979/80:170). Detta gällde i synnerhet om hänsyn togs till de utvecklingsmöjligheter som låg i avtalen. Avtalet mellan regeringarna bestod av två delavtal, dels ett leve- ransavtal för gasen, dels ett transportavtal som reglerade det erforderliga rörsystemets utformning och finansiering. Enligt leveransavtalet skulle leverera gas under med början 1985. Leveranserna skulle i huvudsak avse väst- ra (1). skulle leveranserna bli mycket ojämna, medan de under de därpå följande tretton åren skulle uppgå till 200 m iljoner m3 . Denna leveransprofil lyckades sedan omförhandla till en jämn profil. Kontraktet innehöll vidare en möjlighet att på begäran få köpa ytterligare 240 miljoner m 3 gas , dvs. Den senare möjligheten förutsatte dock att tillgodosett sitt eget behov. gällde dels rättigheterna att transitera gas genom , dels att utöka kapaciteten i det danska systemet till gas . Den sistnämnda delen av avtalet var ett svenskt initiativ. () åtog sig att betala i förskott för denna utökade kapacitet (vilket i viss utsträckning fick av- räknas mot senare transportavgifter). Det danska systemet var tillräck- ligt för transport av nämnda 440 miljoner m 3 gas . Från svensk sida sågs avtalet således som inledningen till en avsevärt större naturga- sanvändning. tecknades ett nytt importavtal mellan och dåvarande Dangas 3 (Dansk Naturgas A/S, ett dotterbolag till ). Avtalet avsåg leveranser iljoner m3 gas . Gasen skulle levereras till södra (2) och norra och (Västgas 1). tecknades ännu ett importavtal mellan och dåvarande Dangas. uppgick leveranserna till 500 m iljoner m3 , dvs. nästan en fördubbling av den tidigare användningen. Ga- sen skulle utnyttjas inom de befintliga naturgasområdena samt för en planerad utbyggnad norr om . 3 Avtalen överfördes till Dangas från . Dangas bytte namn till /S. började naturgas att användas i . Uppb yggnaden av na- turgasnätet i har i grova drag skett i samband de två första avtal som redovisats ovan. 1 byggdes upp kring en överföringsledning (transmissionsledning) från till Ingelstorp vid . I samband med 2 byggdes ledningen ut till /. Västgas 1 innebar att överföringsledningen byggdes ut till (SOU 1995:140). Nätets sträckning framgår av Figur 4.1. Den svenska naturgasen kommer från de danska naturgasfälten i . Den transporteras till den danska gasplattformen vid Tyra- fältet. Där passerar gasen en behandlingsanläggning som avskiljer sva- vel, vatten, koldioxid och tyngre kolväten. Från Tyra-plattformen går gasen, via transportledning, vidare till på . Vid finns ytterligare en behandlingsanläggning, som fungerar som back-up till den på Tyra-plattformen. I fortsätter gasen in i det danska transportledningssystemet. Den svenska gasleveransen går vidare till (utanför ) varifrån det svenska överföringsnätet för naturgas utgår. Från går gasen vidare till utanför . I finns enda mottagningsstation. Ga- sen distribueras sedan vidare i . Överföringsledningen i är av stål och dimensionerad för 80 bars tryck och är i diameter. Till överförings- ledningen är kopplat grenledningar som för gasen till mät- och reglersta- tioner, där gasleveransen mäts och trycket reduceras. Normalt sänks trycket till 4 bar innan den går vidare i distributionsledningar av plast. I småhusområdenas servisledningar sänks trycket ända ner till 0,1 bar. Totalt uppgår det svenska naturgasnätet överföringsled- ning (varav är sjöledning), distributionsnät samt stadsgasnät. Den befintliga naturgasledningen mellan och har en kapacitet på 2 miljarder m 3 gas , vilket motsvarar ca . 4 Med kompressorer kan kapaciteten öka till ca . I saknas säsongslager för naturgas. har däremot två lager. Det danska systemet täcker säsongsvariationerna i . Det svenska ledningsnätet kan fungera som korttidslager. Den gasvolym som finns i det svenska nätet klarar leveranser , beroende på efter- frågan. En ny typ av korttidslager är under utveckling i i ett samarbete mellan och Gas De , s.k. lined rock ca- 4 Kapaciteten är 6 miljoner m 3 gas . På grund av säsongvariationer etc. är det dock inte realistiskt att räkna med ett fullt kapacitetsutnyttjande året runt, varför den reella kapaciteten är lägre än 2 miljarder m 3 . Anläggningen planeras kunna tas 2001–2002. Lagrets volym motsvarar 10 miljoner Nm3, dvs. Figur 4.1 Det svenska naturgasnätet 1998 (möjliga expansionsvägar är markera- de med streckad linje). Som framgått av kapitel 2 är den svenska marknaden av blygsam om- fattning. Det gäller av naturliga skäl även aktörerna på den svenska marknaden. Företag som Gasunie () och () har mer än 100 gånger så stor försäljning som . Även i ett nordiskt perspektiv är de svenska aktörerna små. Som framgår av Figur 4.2 är framför allt danska , men även finska Gasum, betydligt större än . Figur 4.2 Några företags försäljning av naturgas Källor : Se kapitel 9. Den nationella marknaden i karakteriseras av ett fåtal aktörer, med en särställning för som ensam importör. Innebörden är att enskilda distributörer inte har några valmöjligheter vad avser leverantör (det bör dock påpekas att det finns ett EG-direktiv som reglerar transitering av naturgas genom andra länders överföringsnät, se avsnitt 8.3). På de lokala marknaderna är enskilda företag i princip monopolister. Den slutlige konsumenten kan inte välja leverantör (enbart välja att köpa eller inte köpa naturgas). Naturgasen är emellertid konkurrensutsatt i relation till alternativa bränslen, vilket begränsar monopolställningen. Av kapitel 3 har framgått att prissättningen av naturgas baseras på kundens 116 Naturgasen i SOU 1999:115 Priset kan därmed inte varaktigt sättas högre än de alternativ som står till förfogande (det kan dock vara kostsamt för kun- der att byta till annat bränsle eller uppvärmningssystem, vilket också på- verkar alternativkostnaden). I sker all import av naturgas således av AB5. Bolaget äger och driver även den svenska överföringsledningen som sträcker sig från till . har inte något inköpsmonopol. Bolaget har emellertid transporträtt för gas i det danska systemet, vilket i praktiken utgör ett monopol. Denna rätt upphör enligt avtalet 2005. var tidigare () ett helägt dotter- bolag till . /97 sålde sammanlagt av aktierna. Köpare var tyska (14,), norska Statoil (14,), danska () och finska OY (). säljer naturgas till lokala och regionala dist- ributionsbolag, till kraft- och värmeproducenter samt till slutanvändare. De största kunderna är , och . Dessa tre kunder köper av gasimpor- ten, medan återstående andel går till 8 slutkunder. Bland distributörerna är störst och levererar ca 75 pro- cent av gasen i . äger grenledningarna i och svarar för distributionen av naturgas i och upp till och med . I vissa områden säljer emellertid gas till lokala underdistributörer som byggt upp lokala distributionsnät. Det gäller , och . har även viss transporträtt i den svenska överföringsledningen. Företaget köper vissa mängder gas av och handhar transporten från . Det är inte möjligt att närmare redogöra för utformningen av kontrakten på den svenska marknaden. Kontrakt är privata affärshandlingar, och innehållet är normalt inte offentligt. Informationen om kontraktsvillkoren på den svenska naturgasmarknaden är därför ofullständig. Importavtal på naturgasområdet är som framgått av kapitel 3 mycket långsiktiga. De importavtal mellan och 5 (jmf. SOU 1999:115 Naturgasen i 117 Naturgas A/S som redovisats i avsnitt 4.1 har en längd på ungefär och löper ut , 2006 och 2010. Importavtalens baspris och indexering är relaterade till priset på olja. Även i övrigt innehåller avtalen de traditionella komponenter som redo- visats i kapitel 3. Det gäller klausuler som reglerar take or pay- åtaganden, kvalitet, betalning, mätning, force majeure, skiljedomsförfa- rande och omförhandling. Distributionsavtalen med och andra distributörer är av tidsmässigt liknande karaktär som importavtalen. Övriga komponenter är av ungefär samma struktur som i importavtalen. Avtalen för industrier kan vid första avtalstillfället uppgå till och förlängs sedan normalt med i taget. Prisdelen består vanligtvis av en fast avgift och ett rörligt pris med koppling till oljeprodukter. Priset är baserat på kundens kostnad för alternativ energiförsörjning. Kontrak- ten innehåller inte take or pay-åtaganden. Kontrakt för leverans till kraftvärmeverk kan ha betydligt längre av- talstider än för industrier och kan även innehålla take or pay-åtaganden. För mindre kunder sker prissättningen via fastställda tariffer. Dessa utgår också från kundens alternativkostnad, normalt olja. har i ett tiotal ärenden prövat ett antal olika sam- arbets- och leveransavtal mellan och respektive mellan dessa företag och lokala och regionala distributions- bolag utefter naturgasledningen på den svenska . I verkets be- slut konstateras att statsmakternas inflytande över introduktionen av naturgas i varit betydande samt att aktuella avtal, som oftast löper , innehåller inköpsåtaganden, ensamrätter och områ- desbegränsningar som kan vara konkurrensbegränsande i konkurrensla- gens mening. Verket noterar vidare att det inte finns någon annan än som kan leverera naturgas till den svenska marknaden, samt att vissa begränsningar kan anses objektivt nödvändiga för att avtalen skulle komma till stånd och därmed för naturgasintroduk- tionen i . Sammantaget ansågs avtalen därför inte begränsa kon- kurrensen på ett märkbart sätt. Avtalen beviljades därmed s.k. icke- ingripandebesked. underströk dock att besluten fattats mot bakgrund av de rådande förhållandena avseende naturgas och annan konkurrerande energi samt att om de omständigheter som legat till grund för besluten förändras i något väsentligt avseende kan återkalla besluten. Det kan inte uteslutas att en marknadsöppning i en- lighet med gasmarknadsdirektivet kan utgöra grund för Konkurrensver- ket att initiera en omprövning av aktuella avtals förenlighet med konkur- renslagen. 118 Naturgasen i SOU 1999:115 Genom att gas distribueras till slutkonsumenterna genom ett fast rörled- ningssystem av företag som åtnjuter geografiska monopol, är det möjligt att tillämpa s.k. prisdiskriminering (ett företag sätter olika priser på samma produkt till olika köpare) mellan skilda kundkategorier (Radetzki, 1989). Priserna differentieras som framgått av kapitel 3 efter konsumenternas alternativkostnader. Priset i kontrakten baseras på s.k. net-back-prissättning, vilket är en vanlig metod i . Denna prissättningsprincip innebär att naturga- sen på slutmarknaden prissätts mot de alternativ kunden har, i normal- fallet olja. Naturgasdistributörens pris på naturgasen mot grossistledet utgörs av priset för naturgasen på slutmarknaden med avdrag för distri- butörens kostnader. Om grossisten också är importör av naturgasen blir priset enligt denna princip importpriset för naturgasen ytterligare reduce- rat med hänsyn till de kostnader som grossisten har, t.ex. kostnader för transport och säsongsutjämning av naturgasflödet. I praktiken blir för- handlingen i de olika leden en fråga om naturgasens värde på marknaden och vilken marginal den enskilde aktören skall ha. Det går här att tänka sig två extremfall som avser handel med gas mellan två monopolföretag i två olika länder. Ett fall är att gasen pris- sätts med utgångspunkt från alternativa bränslen och att importpriset endast ger en marginal som motsvarar kostnaderna för överförings- och distributionskostnaderna i importlandet. I detta fall kan importlandet (importör, distributörer etc.) inte tillgodoräkna sig något överskott 6, utan detta tillfaller i sin helhet exportlandet (producent, transportörer etc.). Detta kan sägas utgöra det högsta importpriset. I det andra fallet baseras importpriset på utvinnings- och transport- kostnaderna i exportlandet. I detta fall tillfaller överskottet i princip im- portlandet. Om förluster skall undvikas är detta det lägsta acceptabla exportpriset. Hur priset anpassas till dessa bägge nivåer är avgörande för över- skottets fördelning mellan export- och importland. En fördelning som i sin tur bl.a. är beroende av kontrahenternas förhandlingspositioner. Det finns emellertid omförhandlingsklausuler i kontrakten som kan falla ut om priset för köparen blir för högt. 6 Egentligen gasränta, som är en beteckning på den marginal som uppstår mellan marknadens maximala betalningsvilja och kostnaderna i utvinningsle- det – med avdrag för transport- och överföringskostnader. Gasräntans fördel- ning mellan export- och importled regleras av importpriset. 7 Olika prissättningsprinciper diskuteras bl.a. i (1987). Rent allmänt innebär prisdiskriminering att ett potentiellt konsumen- töverskott kan transformeras till leverantörs- eller producentöverskott. Resultatutvecklingen inom tyder på att det åtminstone initialt uppstod ett relativt stort utländskt producentöverskott. I de kom- mersiella avtalen mellan och (och senare dåvaran- de Dangas) kom baspriset att ligga högt, vilket senare orsakade förluster när oljepriset sjönk. En bidragande orsak till senare förluster var också att gasen i större utsträckning än beräknat såldes till förbrukare för vilka alternativet var tjock eldningsolja, dvs. förbrukare med relativt låg betal- ningsvilja. Avtalet mellan och den huvudsakliga distributören innehöll olika förlusttäckningsgarantier etc. Dessa utlöstes senare och kom att leda till ett antal statliga ingrepp och ägarförändring- ar. Den svenska naturgasmarknaden är som tidigare framgått av relativt blygsam omfattning. Naturgasen står för av den to- tala energitillförseln i . Som framgått av kapitel 2 uppgår mot- svarande andel inom EU till . I de områden där naturgas har introducerats står den dock för av energitillförseln, dvs. på ungefär samma nivå som i . Importen av naturgas från uppgick till 852 m iljoner m3, vilket motsvarar ca (Figur 4.3). Importen steg kontinuerligt –1993, för att sedan plana ut . Där- efter har en viss uppgång skett. Den nuvarande importvolymen innebär att det finns outnyttjad kapa- citet. Importavtalen medger en import på maximalt 1 140 miljoner m 3 gas och ledningsnätet har en kapacitet på 2 000 miljoner m 3 (kapaciteten kan som tidigare nämnts ökas ytterligare genom kompresso- rer). Figur 4.3 Import av naturgas till Naturgasen distribueras till ca 55 000 slutkunder i 25 kommuner. Mer- parten av dessa, eller närmare 40 000, är re nodlade spiskunder, men även ett stort antal industrier, kraftvärme- och värmerverk är anslutna till naturgasnätet. Ungefär 14 000 kunder (småhus och flerfamiljshus) använder naturgas för uppvärmning. Naturgasen har främst ersatt olja inom industrin samt i kraft- och värmeverk, vilka också är de största användarna av naturgas. Av den totala volymen används för kraft- och värmeproduk- tion, inom industrin och i bostäder (uppvärmning, spisar etc.). En mindre del naturgas används också som fordonsbränsle och som bränsle för uppvärmning av växthus. Det har dock skett stora förändringar i sektorsanvändningen sedan naturgasen introducerades i (se Tabell 4.1). I samband med in- troduktionen var det framför allt industrin som utnyttjade naturgas. Denna andel har sedan minskat kraftigt (volymmässigt har det dock skett en i princip kontinuerlig ökning), som främst kraft- och vär- meverk ökat sin andel. Även inom bostadssektorn har det skett en mar- kant uppgång. Bostadssektorn består dock av flera olika ku ndkategorier och för dessa finns det enbart vissa uppskattningar . att hushåll svarade för av konsumtionen och fastigheter och mindre industrier för . Tabell 4.1 Användningen av naturgas fördelat på olika sektorer