sou · GYB330 · 2010-05-04 00:00:00 — Trycket i stamledning och grenledningar är detsamma, och varierar normalt mellan 50 och 65 bar. Det svenska transmissions- nätets sammanlagda längd uppgår till . Av dessa utgör stamledningen , medan grenledningarnas längd uppgår till . Genom mät- och reglerstationer () förser grenledningarna de underliggande distributionsnäten med naturgas. 9.2.2Nuvarande ägarförhållanden i det svenska transmissionssystemet – effekter på marknaden Det svenska transmissionssystemet för naturgas ägs av två aktörer. Detta kan betraktas som mindre effektivt, då trans- missionssystemet har en jämförelsevis begränsad geografisk utbred- ning. När transmissionssystemet ursprungligen byggdes ägdes det av en aktör. Utvecklingen har emellertid inneburit att ägandet delats och ägs stamledningen av , medan flertalet av de grenledningar som beskrivits ovan ägs av . som kan betraktas som systemansvariga för transmissionssystem (TSO). torde emellertid inte uppfylla det nya gasmark- nadsdirektivets krav på ägarmässig åtskillnad. Detta innebär att , till skillnad från och givet att omständigheterna i stort är desamma, sannolikt inte kommer att uppfylla kraven för certifiering och därmed inte kommer att kunna agera som TSO inom ramen för det framtida regelverket. Bägge aktörerna har egna kontrollrum för driftsövervakning av transmissionssystemet. äger och driver dess- utom naturgaslagret i berget utanför . Lagret kan i viss mån användas för att påverka balansen i transmissionssystemet. Det delade ägandet av transmissionssystemet bidrar till att skapa strukturella problem på den svenska naturgasmarknaden. Dubblerade funktioner, delat ansvar, parallella relationer till () liksom fler led i överföringen av natur- gas bidrar till ineffektivitet och en otydlig rollfördelning. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet ägandet av transmissionsnätet skapar dessutom en tariffstruktur som är till nackdel för delar av kundkollektivet. I det svenska naturgassystemet tillämpas en punkttariff vilken innebär att slutkunden genom sin tariff får tillträde till hela natur- gasnätet, oavsett var anslutningspunkten är belägen. Punkttariffen i sig är således avståndsoberoende. Anslutningspunktens geografiska läge kan dock få stor inverkan på kundens samlade överföringstariff, beroende på vilken typ av nät kunden är ansluten till. Detta förstärks av att de nuvarande ägarna till transmissionssystemet tillämpar separata överföringstariffer i ett och samma system. som äger såväl transmissions- som distributionsnät, tillämpar olika tariffer i de olika typerna av nät. En kund som är ansluten till ett distributionsnät kan således komma att betala för tre sammanslagna tariffer (till distributions- nätägaren, till samt till ). En kund som är ansluten direkt till transmissionssystemet kan däremot endast behöva betala en tariff (till ). Den kund som sammanlagt betalar för tre tariffer delar därmed kostnaderna för överliggande nät med de kunder som endast betalar för en eller två tariffer. De senare delar emellertid inte kostnaderna med kunderna i underliggande nät. För t.ex. industrikunder som är verksamma på samma marknad är detta ett förhållande som påverkar förutsätt- ningarna att konkurrera på lika villkor. Att tariffer adderas till varandra är inte unikt för den svenska naturgasmarknaden. Däremot blir effekten mer påtaglig genom tillämpningen av dubbla tariffer i transmissionssystemet. En viktig målsättning bör därför vara att lösa de problem som är kopplade till den nuvarande ägarstrukturen för transmissionssystemet. Enligt utredningens bedömning är sannolikt den mest rationella och transparenta lösningen att nuvarande ägande av transmissionssystemet övergår till en (1) aktör. En lösning av de problemställningar som ägandefrågan i dags- läget ger upphov till kan betraktas som ett naturligt första steg i riktning mot bättre förutsättningar för naturgasmarknadens framtida utveckling. Naturgasmarknaden skulle härigenom erhålla en ökad grad av effektivitet, tydligare ansvarsfördelning och färre led i över- föringen av naturgas. Den aktuella lösningen skulle också bidra till att skapa förutsättningar för en mer rättvis tariffstruktur, som den öppnar nya möjligheter att välja en effektiv systemansvars- lösning som harmoniserar med gasmarknadsdirektivets krav på en effektiv marknad. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet 9.2.3Den nuvarande svenska systemansvarslösningen Regeringen uppdrog åt att göra de förberedelser som krävdes för att kunna fungera som systemansvarig för den svenska naturgasmarknaden. Svenska kraft- nät trädde formellt in i rollen i samband med den partiella marknads- öppningen som ägde rum . Lösningen ansågs som långsiktig och stabil, samt mer neutral än en lösning med en privat aktör i rollen som systemansvarig. I egenskap av systemansvarig har ansvaret för att balansen mellan inmatning och uttag i det svenska naturgas- systemet upprätthålls på kort sikt. I detta arbete ingår bl.a. att upprätta och ingå balansavtal med de balansansvariga aktörerna, ta emot balansplaner, matcha dessa mot handelsvärden från danska motparter, genomföra balansavräkning samt köpa och sälja energi för att kompensera för uppkommen obalans. upp- handlar tjänster rörande övervakningen av transmissionsnätet, antingen från eller från . –2007 utfördes dessa tjänster av . har övertagit uppgiften. Det är i sammanhanget viktigt att understryka att systemansvarig i naturgaslagens bemärkelse inte är detsamma som systemansvarig för transmissionssystemet (TSO) enligt direktivets bemärkelse. En TSO definieras enligt gasmarknadsdirektivets artikel 2(4) som varje fysisk eller juridisk person som bedriver överföringsverksamhet och som ansvarar för drift och underhåll, och vid behov, utbyggnad av överföringssystemet inom ett visst område och, i tillämpliga fall, dess sammanlänkningar till andra system och för att säkerställa att systemet på lång sikt kan uppfylla rimliga krav på gastransporter. De skyldigheter och de uppgifter en TSO har redovisas även under avsnittet om gasmarknadsdirektivets artikel 13. Genom den kort- siktiga balanseringen genomför vissa av de uppgifter som normalt brukar handhas av en TSO. Den svenska systemansvars- lösningen fungerar dock genom att systemansvaret, i gasmarknadsdirektivets bemärkelse, delas mellan , och . ansvarar för de aktiviteter som faller inom ramen för den kortsiktiga balanse- ringen av naturgassystemet, medan och ansvarar för de delar av systemansvaret som faller inom ramen för nätverksamheten. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet I gränssnittet mot har en avtalsrelation till den systemansvarige för det danska transmissionsnätet, Energinet.dk. Denna relation avser ansvarsfördelningen ur balans- hänseende i gränspunkten i . har en annan avtalsrelation till Energinet.dk, som avser ansvarsfördelningen i ur nätägarhänseende. Som ägare till transmissionssystemets grenledningar har inte någon motsvarande relation till Energinet.dk. Nuvarande ansvarsfördelning av de upp- gifter som åligger en TSO enligt gasmarknadsdirektivet visas i tabell 9.1. Tabell 9.1: Ansvarsfördelning mellan , och i fråga om hantering av systemansvaret för det svenska naturgassystemet. S = , E = och SvK = TSO:s uppgifter enligt gasmarknadsdirektivets artikel 13 Ansvarig aktör i den Driva, underhålla och utveckla nätet Säkerställa resurser och tillhandahålla tjänster S, E, SvK S, E, SvK Förse övriga systemansvariga med erforderlig information för överföring och lagring Förse systemanvändare med erforderlig information för S, E, SvK Bygga upp en tillräcklig gränsöverskridande kapacitet Ta hänsyn till en tryggad gasförsörjning S, E, SvK Fastställa objektiva, transparenta och icke- Fastställa objektiva, transparenta och icke- Fastställa villkor, bestämmelser, regler och tariffer som är icke-diskriminerande och avspeglar de verkliga Uppfylla miniminormer i fråga om underhåll och utbyggnad, inklusive sammanlänkningskapacitet Anskaffa den energi som behövs för att utföra verksamheten på ett transparent, icke-diskriminerande och S, E, SvK Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet 9.2.4Styrkor och svagheter med nuvarande systemansvarslösning Den svenska systemansvarslösningen kan ur ett nationellt perspektiv anses fungera väl. Den svenska marknadsmodellen för naturgas, den s.k. elmodellen, bidrar till att i huvudsak kan använda samma organisation, system och personal för naturgasverk- samheten som för elverksamheten.1 Svenska kraftnäts dubbla roller på el- och naturgasmarknaden bidrar sannolikt till synergieffekter såsom en effektiv hantering av den kortsiktiga balanseringen och en bra plattform för marknadens aktörer. Synergivinsterna i Svenska kraftnäts verksamhet kan dock ställas emot den ineffektivitet som det delade ansvaret mellan och anläggningsägarna innebär. Som framgår av tabell 9.1 har de uppgifter som är specifika för koppling till den gashandelsverksamhet som följer av balanseringen av naturgassystemet. Att de TSO-uppgifter som faller inom ramen för de handelsrelaterade frågorna utförs av en statlig aktör är positivt. Detta bidrar till att den svenska system- ansvarslösningen, ur åtskillnadssynpunkt, bör kunna betraktas som väl fungerande. I relation till gasmarknadsdirektivets möjliga lösningar avviker den svenska systemansvarslösningen från . Detta är i sig inte något anmärkningsvärt, då två av de tre möjliga systemansvarslös- ningarna har tillkommit i det nya gasmarknadsdirektivet. Vidare framgår av artikel 1 sista stycket i förordning (EG) nr 715/2009 (gasförordningen) att medlemsstaterna får inrätta ett organ i enlighet med direktiv /73/EG, vilket ska genomföra en eller flera av de uppgifter som brukar handhas av den systemansvariga för överförings- systemet. Väljer en medlemsstat att lyfta ut en eller fler uppgifter ur systemansvaret för att lägga dessa på ett annat organ, gäller mot- svarande krav på detta organ. Organet ska vara föremål för certifiering enligt artikel 3 i gasförordningen och utses i enlighet med artikel 10 i direktiv /73/EG. kan således välja att fortsätta tillämpa en ordning som innebär att systemansvaret för naturgas hanteras av fler än en aktör. Mot bakgrund av de nackdelar som denna systemansvarslösning 1 Det är oklart om den svenska marknadsmodellen i alla delar överensstämmer med gasmarknadsdirektiv /73/EG samt förordning (EG) nr 715/2009. Marknadsmodellen beskrivs i avsnitt 11.1. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet innebär, betraktar emellertid utredningen en sådan ordning på som problematisk. Det delade systemansvaret bidrar i viss mån till att skapa strukturella problem i likhet med det delade ägandet av trans- missionssystemet. Även om det delade systemansvaret kan bidra till åtskillnad och oberoende, bidrar det till en form av åtskillnad som inte är önskvärd. En åtskillnad i ansvar mellan de aktörer som tillsammans ska hantera det övergripande ansvaret bidrar till en oklarhet om vem som faktiskt har ansvaret i varje given situation. För utländska aktörer innebär detta en ökad otydlighet, vilket kan bidra till ett minskat incitament att agera på den svenska marknaden. Exempelvis tecknar Energinet.dk, som har nämnts ovan, två avtal för gränspunkten i i stället för att teckna ett avtal. Risken för överlappande eller bristande ansvar ökar ju fler aktörer som delar på det. En konsekvens av den nuvarande lösningen är således att inte någon av de tre aktörer som utför delar av den system- ansvariges uppgifter har det mandat som krävs för att fullt ut kunna agera som en TSO. Detta förhållande bidrar till att skapa en otydlighet för i landets relation till övriga medlemsstater inom EU. Otydligheten kan innebära en svagare position i vissa förhandlingssituationer. Den kan också bidra till att försvåra deltagande och möjlighet att påverka i olika former av samarbeten, t.ex. kommande arbete inom Entso för gas (ENTSOG). Denna otydlighet ställs sannolikt på sin spets i situationer som kräver snabba beslut, t.ex. nödförsörjningslägen. I dessa situationer kan ett tydligt mandat och korta beslutsvägar vara avgörande för den svenska försörjningstryggheten för naturgas. I 8 a kap. natur- gaslagen (2005:403) finns bestämmelser enligt direktiv /67/EG vars syfte är att trygga naturgasförsörjningen. Bestämmelserna syftar till att tydliggöra uppgifter och rollfördelning mellan marknadens aktörer i händelse av en krissituation. Regelverket är nödvändigt oavsett vilken systemansvarslösning som tillämpas. Det är dock troligt att reglernas tillämpning i praktiken skulle underlättas om väljer att tillämpa ett sammanhållet systemansvar. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet 9.2.5Hantering av systemansvar enligt gasmarknadsdirektivets möjliga lösningar Den svenska versionen av gasmarknadsdirektivet 2009/73/EG använder begrepp och definitioner som i vissa fall skiljer sig från de som används i den svenska regleringen av naturgasmarknaden. Gasmarknadsdirektivet gör t.ex. skillnad mellan överföring och distribution. I gasmarknadsdirektivet används begreppet överföring i den svenska (liksom engelska) bemärkelsen transmission, medan distribution har samma innebörd. Det svenska begreppet överföring är ett samlingsbegrepp för såväl transmission som distribution. I den följande beskrivningen kommer begreppen enligt det svenska regelverket att användas genomgående. Av gasmarknadsdirektivets artikel 9.1 framgår att varje företag som äger ett transmissionssystem ska agera som systemansvarig för detta. En systemansvarig för ett transmissionssystem benämns trans- mission system operator (TSO). TSO-lösningen bygger i grunden på att den systemansvarige aktören är ägarmässigt åtskild från annan verksamhet som omfattar handel eller produktion av gas eller el. Med utgångspunkt från artikel 9.11 kan en medlemsstat emellertid inte hindra ett vertikalt integrerat företag som äger ett transmissionssystem från att vidta åtgärder för att uppfylla villkoren enligt artikel 9.1. Om transmissionssystemet tillhörde ett vertikalt integrerat företag, får medlemsstaterna besluta att inte tillämpa en TSO-lösning enligt ovan. Enligt artikel 9.8 ska den berörda medlemsstaten i sådant fall, baserat på förslag från trans- missionsnätägaren, besluta att utse en oberoende systemansvarig för transmissionssystemet, en s.k. independent system operator (ISO). Alternativt ska medlemsstaten följa bestämmelserna i gasmarknads- direktivets kapitel IV vilket beskriver regler för independent trans- mission operator (). Genom ISO-lösningen erhålls i praktiken en ägarmässig åtskillnad genom att transmissionssystemets ägare (TSOW) mer eller mindre fråntas alla uppgifter utom de som är direkt kopplade till själva ägandet. En TSO:s uppgifter enligt artikel 13 övertas i stället av den oberoende systemansvarige, . En ISO är en aktör som är ägar- mässigt åtskild från annan verksamhet som omfattar produktion eller handel med gas eller el. Härigenom kan samma oberoende uppnås som i den ursprungliga TSO-lösningen. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet Om en medlemsstat skulle finna att där vare sig TSO- eller ISO- lösningen är praktiskt tillämpbar, kan systemansvaret för trans- missionssystemet hanteras inom ramen för den tredje möjligheten, ITO-lösningen. Genom denna lösning kan även ett vertikalt integrerat företag hantera systemansvaret för transmissionssystemet. Detta är möjligt genom gasmarknadsdirektivets omfattande reglering i kapitel IV. Denna syftar till att så långt möjligt erhålla samma grad av oberoende som vid tillämpningen av TSO-lösningen. Medlemsstaterna kan välja en av de lösningar som beskrivits ovan. ISO- respektive ITO-lösningen kan dock endast väljas under förutsättning att transmissionssystemet ägdes av ett vertikalt integrerat företag. Det är således inte möjligt för en medlemsstat att från en ägarmässig åtskild hantering av system- ansvaret enligt TSO-lösningen, i ett senare skede övergå till ISO- eller ITO-lösningen. När en medlemsstat valt en av direktivets lösningar krävs även att medlemsstaten uppfyller samtliga krav som ställs på den valda lösningen. Vidare är det inte tillåtet att tillämpa en blandning av olika åtskillnadslösningar i syfte att skapa en ny åtskillnadslösning för en enskild TSO. Artikel 9.9 innebär att om transmissionssystemet tillhörde ett vertikalt integrerat företag, och det finns arrange- mang som säkerställer att den systemansvarige för transmissionssyste- met faktiskt är mer oberoende än vad som föreskrivs i kapitel IV, får medlemsstaterna besluta att inte tillämpa artikel 9.1 (TSO-lös- ningen). Artikel 9.9 möjliggör det alternativ som brukar benämnas det fjärde alternativet. Delat systemansvar inom ramen för en TSO-lösning , som handhar systemansvaret tillsammans med och , ingår i och tillhör således ett vertikalt integrerat företag. Av gasmarknadsdirektivets artikel 10 framgår att ett företag ska certifieras innan det godkänns och utses till TSO. Certifieringsför- farandet innebär att tillsynsmyndigheten ska intyga att företagen uppfyller kraven på ägarmässig åtskillnad enligt direktivets artikel 9. Utnämningen ska anmälas till kommissionen och offentliggöras i Europeiska unionens officiella tidning. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet i torde företaget inte kunna uppfylla kraven för att kunna certifieras som TSO. är ägarmässigt åtskilt från verksamhet som rör handel och/eller produktion och uppfyller direktivets krav för att kunna certifieras som TSO. genomför , i enlighet med artikel 1 i gasförordningen, vissa av de uppgifter som normalt handhas av en TSO. Med nuvarande ordning är det sannolikt att därför kommer att certifieras i enlighet med artikel 3 i förordningen och utses i enlighet med artikel 10 i direktivet. Om väljer att fortsätta tillämpa en ordning där system- ansvaret handhas av fler än en aktör kommer detta enligt resone- manget ovan att innebära att systemansvaret delas mellan två certifierade aktörer; som TSO och som ett fristående organ som genomför vissa av de uppgifter som vanligen brukar handhas av en TSO. kommer en del av transmissionsnätet att ägas av som i dags- läget inte bedöms uppfylla direktivets krav på en TSO. Direktivets ISO- och ITO-lösningar har tillkommit i syfte att säkerställa åtskillnad och oberoende, utan att göra det nöd- vändigt för vertikalt integrerade företag att sälja sina transmissions- system. I teorin torde därför kunna agera som TSO för sin del av transmissionssystemet, medan skulle kunna ikläda sig rollen som TSOW eller . ikläder sig rollen som en TSOW krävs att en annan aktör ikläder sig rollen som ISO. Utredningen har dock inte tagit ställning till vilken aktör som lämpligen skulle kunna agera som ISO. När det gäller möjligheterna för att agera som beskrivs dessa i avsnittet nedan som beskriver ITO- lösningen. En rimlig konsekvens av ett delat systemansvar enligt detta alternativ torde således vara ett behov av ägarmässig åtskillnad av det transmissionsnät som ägs av . En systemansvarslösning enligt detta alternativ skulle sannolikt kunna bidra till att lösa upp vissa av de strukturella problem som beskrivits i detta kapitel, dock inte alla. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet Sammanhållet systemansvar inom ramen för en TSO-lösning bör ha samma förutsättningar att välja en sammanhållen TSO-lösning som en TSO-lösning med delat systemansvar. Även med en sammanhållen TSO-lösning torde konsekvensen bli ett behov av ägarmässig åtskillnad av det transmissionsnät som ägs av . Skillnaden jämfört med en lösning som bygger på ett delat systemansvar, är att den sammanhållna lösningen sannolikt skulle bidra till att lösa samtliga de problem som beskrivits i avsnitt 9.2. Utredningen anser att det inte är aktuellt att införa en ISO-lösning för hanteringen av systemansvaret på den svenska naturgasmarknaden. ISO-lösningen bygger i grunden på att ägandet av infrastrukturen ligger hos en eller flera aktörer som i väsentlig utsträckning inte kommer att ha något inflytande över verksamheten. Lösningen bygger dessutom på att en oberoende systemansvarig (ISO) utses på förslag av de nuvarande ägarna av transmissionssystemet. Under arbetets gång har utredningen gjort bedömningen att detta scenario inte är särskilt sannolikt, i synnerhet mot bakgrund av att har genomfört en tydlig ägarmässig åtskillnad och därmed sannolikt uppfyller kraven för att certifieras som TSO. Med ITO-lösningen öppnas möjligheter för vertikalt integrerade företag att hantera systemansvaret. bör således kunna bibehålla sitt ägande av transmissionssystemet och ikläda sig rollen som genom att uppfylla kraven enligt gasmarknads- direktivets kapitel IV. Härigenom torde systemansvaret på den svenska naturgasmarknaden kunna delas mellan en TSO, ett fristående organ som genomför vissa av de uppgifter som vanligen brukar handhas av en TSO samt en . Denna lösning skulle emellertid inte bidra till att lösa upp de strukturella problem som beskrivits i detta kapitel. Snarare skulle denna lösning om möjligt kunna bli ännu mer komplicerad än den nuvarande systemansvars- lösningen. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet Utredningens analys har utmynnat i bedömningen att teoretiskt sett har fyra alternativ vad gäller den fortsatta hanteringen av systemansvaret i det svenska naturgassystemet: 1.Delat systemansvar inom ramen för en TSO-lösning. 2.Sammanhållet systemansvar inom ramen för en TSO-lösning. 3.Införande av en ISO-lösning. 4.Införande av en ITO-lösning parallellt med alternativ 1. Utredningen bedömer att alternativ 3 och 4 inte är aktuella att införa på den svenska naturgasmarknaden av de skäl som angivits. Utredningen anser att alternativ 2, med ett sammanhållet systemansvar inom ramen för en TSO-lösning, är den bästa lösningen för svenskt vidkommande. En systemansvarslösning där system- ansvaret i det svenska transmissionssystemet hanteras av en (1) aktör skulle effektivisera den svenska naturgasmarknaden och överensstämma med gasmarknadsdirektivets sammanhållna TSO- lösning. Utredningen bedömer att en sammanhållen lösning är den mest rationella och transparenta i strävan att finna en effektiv och långsiktigt hållbar hantering av systemansvaret för naturgas. En sådan lösning är således både motiverad och önskvärd och medför att nuvarande ägande av transmissionssystemet övergår till en (1) aktör. Kraven på ägarmässig åtskillnad och oberoende hos denne aktör betraktas i sammanhanget som grundläggande. Då det tredje inre marknadspaketet inte ger möjlighet att fram- tvinga en lösning enligt alternativ 2 kan utredningen endast rekom- mendera en lösning enligt alternativ 1, som i huvudsak överens- stämmer med dagens systemansvarslösning. Utredningen bedömer dock att det är av största vikt att frågan om hantering av system- ansvaret på den svenska naturgasmarknaden skyndsamt utreds närmare. Syftet är att identifiera nödvändiga förändringar i det svenska regelverket för att möjliggöra en hantering av system- ansvaret i enlighet med det alternativ som utredningen förespråkar, dvs. en sammanhållen TSO-lösning där systemansvaret hanteras av en aktör. I detta arbete bör det även ingå att närmare utreda förutsättningarna för att harmonisera den svenska marknadsmodellen för naturgas med gällande praxis inom EU. Bakgrunden till detta beskrivs i avsnitt 11.1. Överväganden och förslag – gasmarknadsdirektivet 9.3Ny tidsfrist för leverantörsbyten samt införande av smarta mätare Förslag: 7 kap. 8 § naturgaslagen ska omformuleras i syfte att uppfylla gasmarknadsdirektivets minimikrav på leverantörsbyte . Berörd naturgasförordning och föreskrift anpassas till lagförändringen. ska ges i uppdrag att utreda förutsättningarna för införande av smarta mätare på den svenska naturgasmarknaden. I detta arbete bör ingå att bevaka pågående arbete inom EU som syftar till att införa smarta mätare och intelligenta nät. utredning bör ligga till grund för bedömning av införande av smarta mätare vilken ska göras .