sou · GZB346 · 2011-05-18 00:00:00 — Distributionsnätägare debiterar kunden för distributionskostnaderna och beställer kapacitet i överliggande nät (baseras på historiskt uttag). Gasleverantören (Distributor) köper gas av en transportkund eller på marknaden och säljer till slutkund. Gasleverantör och transportkund kan vara samma företag. Transportkunden () behöver max tre avtal med system- operatören: Inmatningsavtal (Einspeisevortrag, ) för inmat- ning av gas från annat marknadsområde och transport fram till den virtuella handelsplatsen Utmatningsavtal (Ausspeisevortrag, ) för trans- port från den virtuella handelsplatsen till utmatningspunkten till annat marknadsområde Balanshållningsavtal (Bilanzkreisvertrag) för leveranser inom mark- nadsområdet 4.3.5Avgränsning mellan transmission och distribution De tyska transmissionssystemen är definierade som stamled- ningarna och de ägs av respektive systemoperatör. De regionala transmissionsnäten består av grenledningar med högt tryck. Distributionsnäten består i huvudsak av distributionsledning- arna men i viss omfattning också av grenledningar. I det tyska systemet förekommer grenledningar av olika längd. Dessa ägs då antingen av de regionala transmissionsnätägarna eller av distributionsnätägarna. Gränsen mellan transmissionsnät, regionalt transmissionsnät och distributionsnät går i flera fall i en rörskarv utan mätning. I följande figur visas det tyska naturgassystemet med 2 H-gas och 1 L-gas område. H-gas områdena är fysiskt hopkopplade med varandra, men inte med L-gas området. Slutanvändare är den som förbrukar gasen. Gasleverantören säljer gas till slutanvändaren. Det finns 36 registre- rade gasleverantörer. 11 av dessa är registrerade som Balans- energileverantörer. Transportkund (shipper) anskaffar gas utanför det aktuella mark- nadsområdet och transporterar den till den virtuella handelsplatsen. Distributionsnätoperatör () äger och driver distributionsnätet. Control Area Manager, som är ett centralt organ, bokar för närva- rande kapacitet i utbytespunkten mellan transmissions och distri- butionsnät. Transmissionsnätoperatörer äger och driver transmissionsnäten. Efter- som det finns mer än en så utser de en gemensam Marknadsområdes operatör (Market Area Manager). Lageroperatörer äger och driver naturgaslagren. Det finns fyra lager- operatörer. Market Area Manager () koordinerar driften av hela mark- nadsområdet. Det finns endast ett marknadsområde vilket omfattar hela det Österrikiska naturgassystemet. När gas väl passerat en Inmatningspunkt till marknadsområdet kan den säljas och levereras till vem som helst inom detta område. är en grupp sammansatt av alla nätanvändare, dvs slutanvändare, gasleverantör, gasgrossist och transportkund. Det finns flera balansing groups inom varje nät. Balansenergileverantörer står för den fysiska balanshållningen och agerar på balansgasmarknaden. För att bli Balansenergileverantör måste man uppfylla ett antal tekniska krav så att man verkligen kan bidra till den fysiska balanseringen. Slutkunden tecknar ett anslutningsavtal med lokal Distributions- nätägare. Anslutning till nätet ger rätt att transportera gas från den virtuella handelsplatsen (VTP) till den egna anslutningen, obero- ende av vilken gasleverantör man anlitar. Control Area Manager bokar kapacitet i utby- tespunkten mellan transmissions och distributionsnät, baserat på uppgifter från distributionsnätägaren. Transportkunden bokar kapacitet i transmissionsnätets Intake punkt för inmatning av gas för den inhemska marknaden och i Intake och Offtake punkter för den gas som ska transiteras till annat land. OMV Gas GMBH koordinerar tillträdet till transmis- sionssystemet, som har flera ägare. Marknadsområdesoperatören har det övergripande ansvaret. Varje nätanvändare, dvs slutanvändare, gasleverantör, gasgrossist och transportkund måste tillhöra en Balancing group, som sköter balanseringen mellan inmatning och uttag. Man skiljer på balanse- ring av gas för inhemsk konsumtion, dvs i huvudsak för distribu- tionsnätnivån, och för gas som enbart skall transiteras. Den fysiska balanseringen görs via en timvis balansmarknad. För att få vara aktör där måste man tillhöra en Balancing group och vara registrerad hos Clearing and settlement agent () som balansenergileverantör. slutförbrukare/nätägare/gashandelsföretag Slutanvändaren ska ha ett anslutningsavtal med distributionsnät- ägaren och ett avtal om gasleverans med en gasleverantör. Distributionsnätägare ska avtala om kapacitet för uttag från över- liggande nät. Kapaciteten bokas dock av Control Area Managern. Gasleverantören köper gas av en transportkund som transporte- rar den till det aktuella marknadsområdet, en grossist eller på mark- nadsområdets virtuella handelsplats. Transportkunden avtalar om gasleverans med slutkund, gasleve- rantör eller grossist. Alternativt säljer han gasen på marknadsplat- sen. Alla aktörerna ska vara registrerade hos MAM och med i en Balancing group. 4.4.5Avgränsning mellan transmission och distribution I finns två transmissionssystem och ett stort antal distri- butionssystem. Alla tillhör samma marknadsområde. I den Österrikiska Naturgaslagen (Natural Gas Act) definieras: Transmission line som anordning för att transportera naturgas via högtrycks ledningar eller via ett högtryckssystem till andra transmissions- eller distributionsföretag. Distribution lines som rörledningar som huvudsakligen eller enbart används för transport av naturgas i avsikt att leverera till kunder. Koncession behövs för ledningar med mer än 6 bars tryck. Sammantaget kan man säga att: Transmissionsledningar används för transport av gas till annat nät. Eftersom de arbetar med högt tryck krävs det koncession för dessa. Distributionsledningar används för transport av gas till slut- kund. Här nämns inget om tryck i lagen. Det finns högtrycksledningar som tillhör distributionsnätägarna. Det finns alltid mätning mellan transmissionsnät och distribu- tionsnät. nätägarna: Äger och och EON): Driver nätet äger och driver lagret äger och driver lagren i de inmatnings-/ (till Distributionsnät) (Centralt organ) nätägare – Nät / 2 balanser en för gas (distributionsnätet) och en för gas som skall Det ska finnas en finns flera sådana inom för balans för sina ansvarar för balans på 4.5.4Avtalsförhållanden – Slutkund/nät/leverantör Nät/nät-avtal med Inköp av gas från Inköp av gas från Alla aktörer ska vara (MAM) och med i en Gränspunkter mellan olika nätägares nät gas till annat nät M/R stationerna Enligt EI M/R- *) : Endast uppgifter om nätgränserna har kunnat bekräftas 5 Konsekvenser av förändringar 5.1Införande av den Seriella tvåfunktionsmodellen 5.1.1Inmatning till det svenska systemet All inmatning av naturgas till det svenska systemet sker genom transitering i det danska naturgassystemet från Ellund eller till där det svenska systemet ansluter. Därutöver förekommer viss lokal inmatning av biogas som uppgraderats till naturgaskvalitet. För att transitera gas genom måste man vara trans- portkund. En gasleverantör kan antingen vara transportkund själv eller anlita någon annan som transporterar gasen. Den aktuella transportkunden bokar då kapacitet i för såväl inmatning (entry) som utmatning (exit) i det danska systemet. För att mata in i det svenska nätet behövs inga kapacitetsbok- ningar. Den seriella tvåfunktionsmodellen innebär att det införs en trans- missionsdel där man måste boka inmatningskapacitet. Denna del av transmissionsledningen ansluter direkt till den danska exit punkten i . Längden på denna transmissionsledning kan vara allt från upp till att den går ända fram till MR stationerna som avskiljer transmissionsnätet från Distributionsnätet. Motivet för införandet är att möjliggöra kapacitetsbokning för leverantörerna i gassystemet och därmed uppfylla . 5.1.3Konsekvenser av den Seriella tvåfunktionsmodellen Införandet en transmissionsledning som måste kapacitetsbokas medför bl.a. följande: En ny aktör eller åtminstone aktörsroll i form av en transport- kund Ett utökat avstämningsarbete i form av kapacitets matchning för systemansvariga i och En viss ändring av både nättariff (minskar) och gaspris (ökar) Väljs alternativet med en mycket kort ledning, så blir kostnaden för kapacitetsbokning väldigt liten. Därmed blir ändringarna för nätta- riff och gaspris knappt märkbara, men blir det nästan gratis att av taktiska skäl boka mycket mer kapacitet än man behö- ver. Det sistnämnda kan då utestänga konkurrenter från markna- den, åtminstone kortsiktigt. Problemet kan undvikas genom match- ning med utmatningskapacitet från i . Väljs alternativet med en ledning som går ända till , så innebär det att vi har övergått helt till modellen med en trans- portkund. 5.2Överförandet av systemansvaret till privat aktör Systemansvarig har det övergripande ansvaret för att upprätthålla den kortsikta balansen i det svenska naturgassystemet som helhet, d.v.s. tillse att det tillförs lika mycket gas som det används. missionsnätägarna ansvarar för det praktiska med mätning och driftövervakning, samt genomförande av de inhemska åtgärder i nätet som beordras av Systemansvarig. I praktiken avser systemansvaret övervakning av hela det svenska transmissionssystemet och balansering av hela det svenska naturgas- systemet. är systemansvarig, transmissionsnätet ägs av och . Både Swedegas och EON har kontinuerligt bemannade kontrollrum för övervakning av högtryckssystemet. Ett förslag är att överföra systemansvaret till Swedegas, utan ändringar i nu gällande rutiner. 5.2.3Konsekvenser av ny systemansvarig Den omedelbara konsekvensen blir att ett antal Ediel adresser måste ändras, varefter den kommunikationen fortsätter som tidi- gare, samt att informationsutbytet mellan Swedegas och upphör. är det naturligtvis möjligt att effektivisera verksamheten t.ex. genom att driftövervakningen av hela högtryckssystemet läggs över på en aktör. Detta bör kunna genomföras utan att ägandeför- hållandena ändras. När det gäller aktörer så finns inte transportkunder i det svenska systemet. För övrigt är skillnaderna små. I alla länderna avtalar slutkunden med sin nätägare om anslut- ning och är därmed garanterad att få ta ut gas i enlighet med detta avtal oberoende från vilken leverantör i det aktuella syste- met han köper gasen. I och bokar distributionsnätsägaren uttags- kapacitet från transmissionsnätet. I bokar ett centralt organ utmatningskapacitet från transmissionsnätet och i bokar transportkunden utmatningskapacitet från transmissions- nätet. Inmatningskapacitet till transmissionsnäten i , Tysk- land och bokas av transportkunden. Ingen sådan bok- ning behövs för inmatning till . , och har 1 system- eller marknads- områdesansvarig samt mer än 1 ägare till transmissionssystemet, medan har 1 systemansvarig som är ensam ägare till transmissionssystemet. I är balansansvaret knutet till uttags- och inmatnings- punkterna, i och hör alla kunder till en kund- portfölj och i är alla aktörer i ett nät med i en balan- cing group. Balancing group har stora likheter med den svenska aktören balansansvarig. Alla slutkunder har två avtal eller avtalsliknande förhållanden: ett till sin lokala distributionsnätägare och ett till en gasleve- rantör. I har man dessutom ett mätavtal med en mät- värdesleverantör. Alla distributionsnätägare avtalar om anslutningskapacitet i överliggande transmissionsnät. Det finns ingen helt entydig universell gränsdragning mellan transmissionsnät och distributionsnät. Införande av den seriella 2-funktionsmodellen medför en viss ökning av det administrativa arbetet. Överförandet av systemansvaret bör inte medföra några besvä- rande konsekvenser. bör det kunna ge effektivitetsvins- ter. ; Plast- och Kemiföretagen: ; (BDEW): ; , Landbouw en Innovatie of de Nederlandse Mededingingsautoriteit Utvärdering av marknadsmodeller på den svenska naturgasmarknaden , Värdering av elmodellen på den svenska gasmarknaden Tredje inre marknadspaketet för el och naturgas SOU 2010:30 Svenska Kraftnäts arbete som systemansvarig för naturgas 2010/1655, Revised Pilot on Capacity Allocation Mechanisms ERGEG, E10-GWG-71-03, Rules for Gas Transport, Version 10.0 Network code for the Danish natural gas system 2010 User group – Market Development in and Europe, 2010- 09-09 121/2000, Article 1, Energy Market Liberalisation Regulation and performance on the natural gas market Regulatory framework of the Austrian gas market E-control 2008 Regeringen beslutade om direktiv för utredningen om framtida hantering av systemansvaret för gas m.m. () (N 2010:05). har fått i uppdrag att: Lämna förslag till framtida hantering av systemansvaret på den svenska naturgasmarknaden Utreda eventuellt behov av förändringar av den svenska mark- nadsmodellen för naturgas Föreslå genomförande av och rådets förord- ning (EU) nr 994/2010 (Gasförsörjningsförordningen) i svensk rätt har givit () AB () i uppdrag att bistå med vissa analyser med koppling till tariffstruktur och försörjningstryggheten för gas. Det efterfrågade underlaget syftar till att utgöra en del av underlaget till utred- ningens överväganden och förslag inklusive konsekvensbeskriv- ningen. Tariffpåverkan vid renodling av ägandet av transmissionsnätet Påverkan på försörjningstryggheten om dagens systemansvars- verksamhet överförs till en (enda) privat aktör I nedan stående figur har vi visat schematiskt vad vi avser att analysera i den del som avser tariffrågor. Figur 1.1 Schematisk bild av analysuppdraget Swedegas och EOn:s naturgasnät dimensionerades för tryck på upp till 80 bar. De går ofta under olika benämningar, t.ex. stamled- ning, transmissionsledning, högtrycksledning och används ofta synonymt. I denna rapport har vi valt att huvudsakligen använda den klassificering som båda företagen använder i sina Års- rapporter, dvs. transmissionsledning samt att låta betydelsen av de tre benämningarna vara synonyma. Ägarstrukturen på den svenska naturgasmarknaden är delvis ett resultat av en förhållandevis annorlunda process jämfört med annan infrastrukturutbyggnad. Utvecklingen har påverkats av de båda oljekriserna och då i synnerhet den andra, men även geografiska monopol i den gamla tidens tappning och kärnkraftens förmodade avveckling har spelat in. Dåvarande och AB:s olika ambitioner för gasförsörjning och transmis- sionsutbyggnad var även det en bidragande orsak. Som ett resultat blev det olika ägare längs en och samma högtrycks- ledning, men utan ett sedvanligt systemtekniskt gränssnitt (MR- stationer). Utbyggnaden skedde före omreglering och marknadsöppning. är Swedegas ägare till huvuddelen av transmissions/hög- Från till strax söder om äger E.On ledningarna från första svetsskarv efter stamledningen fram till . Från och norrut äger Swedegas ledningarna t.o.m. . Swedegas ägdes tidigare av gasmarknadsaktörer, inklusive potenti- ella kunder såväl som framtida, potentiella leverantörer. Diskussioner om en ägarmässig sammanslagning av de olika transmissionsdelarna fördes , men dessa förblev dock resultatlösa. I sam- band med marknadsöppningen övergick det huvudsakliga system- ansvaret för naturgasmarknaden till , men utan någon förändring av ägandet av transmissonsledningen. ägs Swedegas av riskkapitalbolaget och står därmed fritt från intressen i gashandeln på den svenska naturgas- marknaden. färdigställdes ett mindre naturgaslager, Skallen, som ägs och drivs av E.On. 2Tariffpåverkan med endast en ägare av högtryckssystemet Över tid har frågan om en fusionering av ägandet av de svenska transmissionssystemen har diskuterats åtskilliga gånger utan att någon lösning kunnat uppnås. En av de bakomliggande orsakerna är sannolikt att valet av önskad lösning beror på det valda perspek- tivet samt olikheterna i vad olika parter vill uppnå. har inte haft i uppdrag att värdera de skilda perspektiven. I syfte att göra analysen mer meningsfull bör den dock sätts in i en relevant kon- text, vilken i sin tur kan påverkas av perspektiven. På en övergripande nivå gäller följande förutsättningar och ram- villkor för analysen: Med transmissionssystemet avses högtrycksledningen från till t.o.m. den som föregår förbrukare eller distributör Dagens tariffnivåer förutsätts var för sig vara skäliga Befintlig marknadsmodell förutsätts gälla Oförändrad princip för tariffmodellen (frimärkstariff) Reglermodellen förutsätts överensstämma med hur den beskrivs av Den vanligast förekommande tariffregimen för on-shore natur- gastransmission i är den s.k. Entry/Exit-modellen. Den fungerar så att en avgift betalas i en inmatningspunkt och ytterlig- are en avgift betalas i en uttagspunkt. Avgifterna i olika punkter kan variera. Om det uppstår flaskhalsar kan systemet bl.a. ge pris- signaler om var det bör göras investeringar. Entry/Exit-modellen förespråkas av . En annan modell för tariffstrukturen är den s.k. frimärks- tariffen. Som namnet antyder betalas en avgift i en punkt, därefter ges tillträde till hela systemet, i likhet med hur prissättningen för postdistribution fungerar. har i princip en frimärkstariff, men av historiska skäl har vi utvecklat något som kan betecknas som en delad frimärks- lösning. När naturgassystemet byggdes var energimarknaden oreglerad och med en monopolstruktur där olika aktörer höll sig till sina respektive områden. Dåvarande drev, genom sitt dotterbolag , på för att utveckla naturgasmarknaden i . Via sitt dotterbolag/intressebolag , bestämde sig för att investera i ett betydligt större system som skulle försörja med naturgas. För att nå denna marknad med gas söderifrån var man tvungen att dimen- sionera transmissionsledningen i för en betydligt större marknad än den sydsvenska. Lösningen blev att /Swedegas lät bygga en ledning genom med betydligt högre kapacitet än vad som skulle krävas för den marknaden. lät /bygga grenledningarna i , därav ägarstrukturen för högtrycks- systemet. Någon reell tariffstruktur för transmission av naturgas fanns inte under i vart fall de första cirka 15 åren. Gaspriset var bundlat , dvs. naturgas och transport utgjorde ett odelbart pris. Swedegas importerade all gas till på långa kontrakt och sålde den vidare, vanligtvis med långa eller mycket långa avtalsperioder t.ex. . köpte den största andelen av den importerade naturgasen, delvis baserat på s.k. back-to-back avtal men med en mindre marginal emellan. Back-to-back avtal innebär att skillnaden i avtalsvillkor mellan i detta fall dåvarande Dangas och Swedegas respektive avtalet mellan Swedgas och var mycket liten. Tariffer togs sedermera fram, men före omregleringen av mark- naden hade de liten praktisk betydelse. I takt med att EU drev frågan om marknadsöppning genomfördes en unbund- ling av naturgasföretagen och naturgasmark- naden öppnades. Unbundling innebär att aktiviteterna inom gashan- del och transport av gas separeras. fanns det faktiska tariffer i Swedegas och EOn:s transmissionssystem samt för distri- butionssystemen. Som nämnts ovan tillämpas principen om frimärkstariff i . Som en konsekvens av drivkrafterna för utbyggnaden av det svenska systemet och dess ägarstruktur har det dock i realiteten skapats en delad frimärkstariff. Priset för uttag vid varierar kraftigt mellan den södra respektive i den norra delen av systemet (för definition av norr och söder i naturgassystemet se Figur 3.1). I genomsnitt är priset /kWh högre efter söder om än norr om 3.2. 2.3Tarifförändringar är en funktion av vad man vill uppnå Om en sammanslagning av högtryckssystemen genomförs, påverkas kunderna i olika mån beroende på vilken lösning och ägarstruktur som väljs. En viss lösning kan ge kraftig påverkan, en annan kanske inte ger någon påverkan alls. En viktig fråga som bör ställas vid en eventuell sammanslagning av högtryckssystemen är därför vilka mål man önskar uppnå genom sammanslagningen. Eftersom part- erna är privata/kommersiella aktörer, avgör de i praktiken vilka mål de vill uppnå i en förhandling. De bestämmer självständigt vilka villkor och förutsättningar samt vilken struktur som utgör målet. Frågan om en sammanslagning av transmissionsnäten är därför i hög utsträckning en kommersiell fråga. En intressant frågeställning i detta sammanhang är om ägar- strukturen påverkar slutsatserna om hur tariffen påverkas. Nedan beskriver vi vår ansats vad gäller hypotetiska alternativ för en samman- slagning av transmissionssystemet. 2.3.1Fokus på renodling och förenkling av ägarstrukturen Ett alternativ är att ägandet av högtryckssystemet även fort- sättningsvis ligger i separata bolag, men med ett gemensamt moderbolag. De båda bolagen skulle då kunna bevara sina egna frimärkstariffer, dvs. det skulle även fortsättningsvis finnas en delad frimärkstariff. Kunderna skulle sannolikt inte märka någon skillnad och tariffuttaget skulle inte påverkas. Motivet för detta alternativ skulle kunna vara samordning, renodling och en för- enkling av strukturen, men från ett tariffutjämningsperspektiv är det mindre intressant. Ett annat alternativ skulle kunna vara en sammanslagning av ägandet i ett bolag och att den nuvarande delade frimärkstariffen ersätts av en Entry/Exit-modell. Tarifferna skulle kunna differen- tieras på ett sådant sätt att de blir oförändrad för kunderna i den norra delen respektive den södra delen av naturgassystemet. Även i detta fall skulle motivet kunna vara samordning, renodling och en förenkling av strukturen. Hypotetiskt sett finns det därmed alternativ för hur en sam- manslagning av högtryckssystemen skulle kunna hanteras utan att tariffen påverkas. I det fortsatta arbetet har vi dock bortsett från dylika lösningar och vi har inte heller gjort någon analys av huru- vida de är realistiska eller ej, t.ex. utifrån ett kommersiellt- eller ett regleringsperspektiv. 2.3.2Fokus på utjämning av tariffer Om en sammanslagning genomförs och den nuvarande delade fri- märkstariffen ersätts med en gemensam frimärkstariff för hela trans- missionssystemet, uppnås en tariffutjämning mellan norra och södra delen av systemet. Som ovan nämnts är förutsättningen för vår analys given av , dvs. att nuvarande tariffnivåer är skäliga var för sig. Med hänsyn till ramvillkoren för uppdraget innebär detta att vi rimligen kan anta att två alternativ skulle kunna vara möjliga: Utjämning av tariffen ned till nuvarande Swedegas nivå (oavsett ägare), vilket skulle leda till lägre tariff i söder samt ett totalt sett lägre tariffuttag av kundkollektivet Utjämning mellan norr och söder, oavsett ägare, vilket skulle leda till högre tariff i norr och en lägre tariff i söder men ett totalt sett oförändrat tariffuttag Även om en sänkning enligt det första alternativet ovan är fullt möjligt och tillåtet har vi bortsett från det alternativet då effekten endast är att kunderna i den södra delen får en lägre tariff. Vår analys utgår från ett totalt sett oförändrat tariffuttag vilket resul- terar i en högre tariff i norr och en lägre tariff i söder. 3.1Bakgrundsbeskrivning – förutsättningar för analysen Det skulle kunna hävdas att en del av volymen i det svenska systemet skulle kunna ersättas med ett alternativt bränsle. Mot denna bakgrund är det därmed delvis relevant att betrakta effekten av en tariff- utjämning i högtryckssystemet som påverkan av den totala kostna- den för naturgasen. Detta eftersom det är den totala kostnaden för alternativet, t.ex. olja, som utgör aktuell referens för en sådan jäm- förelse. I detta syfte har vi brutit ned den totala kostnaden i sina tre huvudsakliga komponenter: Även om de stora gasleverantörerna föredrar att sälja gas med oljekoppling har vi valt att använda priset från Title Transfer Facility (TTF) i som en lämplig uppskattning av gaspriset. TTF är ett pris som kan liknas vid ett börspris med leverans i . En kund kan numera köpa gas till TTF samt köpa transitering till , dvs. Det finns dock olika hinder/trösklar som innebär att detta i praktiken inte alltid är ett alternativ. På den svenska naturgasmarknaden finns långa och korta avtal med oljeindexerad naturgas, men betydelse slår alltmer igenom.