SOU 1999:115 
 Till statsrådet och chefen för 
 Näringsdepartementet 
 Genom beslut den 4 juni 1998 bemyndigade regeringen chefen för Nä- rings- och handelsdepartementet att tillkalla en särskild utredare för att se över den lagstiftning som reglerar handel, transporter och distribution av naturgas och annan rörbunden energi. 
 Med stöd av bemyndigandet tillkallades den 9 juli 1998 f.d. riks- dagsledamoten Davila som särskild utredare. 
 Utredningen antog namnet Värme- och gasmarknadsutredningen. Den 21 september 1998 förordnades som sakkunniga kanslirådet 
 Olson, områdesansvarige Taylor, verkställande direktören Hardy, dåvarande departementsrådet Anderson, civilingenjö- ren Green, verkställande direktören Fuller, utred- ningssekreteraren  
 Hernandez, ekonomen Benson och verkställande direktören Hull. 
 Som experter förordnades den 21 september 1998 departementssek- reteraren Cook, kammarrättsassessorn Allen, avdel- ningschefen Coleman och avdelningsjuristen Curry. Den 29 september 1998 förordnades avdelningsdirektören Martinez som expert. Cook entledigades fr.o.m. den 22 april 1999. De- partementssekreterarna Alexander och Williams förordnades som experter fr.o.m. den 22 april 1999 respektive 17 augusti 1999. 
 Revisionsdirektören Black förordnades den 27 augusti 1998 som sekreterare och den 27 november 1998 som huvud- sekreterare. Som sekreterare förordnades den 9 oktober 1998 kammar- rättsassessorn Foster. I sekretariatets arbete har vidare deltagit civilingenjören Gray och jur. kand. Higgins. 
 SOU 1999:115 
 Utredningen har i januari 1999 avgivit delbetänkandet Effektiva vär- me- och miljölösningar (SOU 1999:5) 
 Härmed överlämnas utredningens slutbetänkande Handel med gas i konkurrens (SOU 1999:115). 
 Särskilda yttranden har lämnats av sakkunniga Green, Fuller och Hull samt av experten Curry. 
 Stockholm i oktober 1999 
 Davila 
  
 / 
 Black 
 Foster 
  
 SOU 1999:115 
  
 5 
  
 Innehåll 
  
 Sammanfattning .................................................................................... 
  
 11 
  
 Summary............................................................................................... 
  
 31 
  
 Författningsförslag ............................................................................... 
  
 53 
  
 1 
  
 Direktiv och disposition ............................................................... 
  
 71 
  
 1.1 
  
 Bakgrund........................................................................ 
  
 71 
  
 1.2 
  
 Regelsystemen ................................................................ 
  
 72 
  
 1.2.1 
  
 Svensk lagstiftning.......................................................... 
  
 72 
  
 1.2.2 
  
 EG:s naturgasmarknadsdirektiv....................................... 
  
 72 
  
 1.3 
  
 Utredningsuppdraget ....................................................... 
  
 73 
  
 1.3.1 
  
 Allmänt .......................................................................... 
  
 73 
  
 1.3.2 
  
 Förutsättningar och restriktioner...................................... 
  
 74 
  
 1.4 
  
 Kommunala naturgasföretag ........................................... 
  
 75 
  
 1.5 
  
 Arbetets upplä ggning och inriktning ................................ 
  
 76 
  
 1.6 
  
 Betänkandets disposition ................................................. 
  
 77 
  
 Del 1 Utgångspunkter 
  
 2 
  
 Naturgas 
  
 ....................................................................................... 
  
 81 
  
 2.1 
  
 Egenskaper och miljöpåverkan ........................................ 
  
 81 
  
 2.1.1 
  
 Egenskaper ..................................................................... 
  
 81 
  
 2.1.2 
  
 Miljöpåverkan ................................................................ 
  
 82 
  
 2.2 
  
 Beskrivning av gasledningssystem ................................... 
  
 83 
  
 2.2.1 
  
 Allmänt .......................................................................... 
  
 83 
  
 2.2.2 
  
 Anläggning av ledning ..................................................... 
  
 85 
  
 2.2.3 
  
 Markpåverkan ................................................................ 
  
 85 
  
 2.2.4 
  
 Risker............................................................................. 
  
 86 
  
 2.3 
  
 Utbud och efterfrågan ..................................................... 
  
 86 
  
 6  
 Innehåll 
  
 SOU 1999:115 
  
 2.3.1 
  
 Reserver ......................................................................... 
  
 87 
  
 2.3.2 
  
 Produktion...................................................................... 
  
 89 
  
 2.3.3 
  
 Konsumtion .................................................................... 
  
 91 
  
 2.4 
  
 Gasnätet i Europa ........................................................... 
  
 95 
  
 3 
  
 Gasmarknadens struktur ............................................................. 
  
 97 
  
 3.1 
  
 Introduktion.................................................................... 
  
 97 
  
 3.2 
  
 Nätverksindustrier och naturliga monopol ...................... 
  
 100 
  
 3.3 
  
 Ekonomiska risker ........................................................ 
  
 102 
  
 3.4 
  
 Kontraktsformer ........................................................... 
  
 104 
  
 3.5 
  
 Prissättning................................................................... 
  
 105 
  
 3.6 
  
 Marknadsutveckling/marknadsöppning.......................... 
  
 106 
  
 3.6.1 
  
 Nordamerika................................................................. 
  
 106 
  
 3.6.2 
  
 Asien/Pacific ................................................................ 
  
 107 
  
 3.6.3 
  
 Europa ......................................................................... 
  
 107 
  
 3.7 
  
 Handel med naturgas..................................................... 
  
 110 
  
 4 
  
 Naturgasen i Sverige .................................................................. 
  
 111 
  
 4.1 
  
 Det svenska naturgasnätet ............................................. 
  
 111 
  
 4.1.1 
  
 Bakgrund...................................................................... 
  
 111 
  
 4.1.2 
  
 Naturgasnätet ............................................................... 
  
 113 
  
 4.2 
  
 Aktörer och avtal .......................................................... 
  
 115 
  
 4.2.1 
  
 Aktörer ......................................................................... 
  
 115 
  
 4.2.2 
  
 Kontrakt ....................................................................... 
  
 116 
  
 4.3 
  
 Marknad....................................................................... 
  
 119 
  
 4.3.1 
  
 Energianvändning och import ........................................ 
  
 119 
  
 4.3.2 
  
 Användarsektorer.......................................................... 
  
 120 
  
 4.3.3 
  
 Prognoser ..................................................................... 
  
 121 
  
 4.4 
  
 Beskattning................................................................... 
  
 122 
  
 4.4.1 
  
 Utformning ................................................................... 
  
 122 
  
 4.4.2 
  
 Ekonomiska risker ........................................................ 
  
 123 
  
 5 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa................... 
  
 125 
  
 5.1 
  
 Förutsättningarna i omvärlden....................................... 
  
 126 
  
 5.1.1 
  
 Östersjöområdet............................................................ 
  
 126 
  
 5.1.2 
  
 Gasmarknaden i Europa ................................................ 
  
 128 
  
 5.2 
  
 Energisamarbete i Norden och Östersjöregionen ............ 
  
 130 
  
 5.2.1 
  
 Mellanstatligt samarbete ............................................... 
  
 130 
  
 5.2.2 
  
 Baltic Gas, samarbete mellan gasföretagen .................... 
  
 132 
  
 5.3 
  
 Sverige ......................................................................... 
  
 133 
  
 5.3.1 
  
 Energipolitiken i Sverige ............................................... 
  
 133 
  
 5.3.2 
  
 Protokoll mellan Sverige och Ryssland .......................... 
  
 135 
  
 SOU 1999:115 
  
 Innehåll  
 7 
  
 5.4 
  
 Internationella studier om utbyggnad av 
  
 naturgassystemet i Sverige ............................................ 
  
 136 
  
 5.4.1 
  
 Nordic Gas Grid ........................................................... 
  
 136 
  
 5.4.2 
  
 North Transgas Oy ....................................................... 
  
 139 
  
 5.4.3 
  
 The Baltic Gas Interconnector ....................................... 
  
 141 
  
 Del 2 Utgångspunkter 
  
 6 
  
 Gällande lagstiftning .................................................................. 
  
 145 
  
 6.1 
  
 Lagen (1978:160) om vissa rörledningar ........................ 
  
 145 
  
 6.2 
  
 Förhållandet till annan lagstiftning ................................ 
  
 147 
  
 6.2.1 
  
 Plan- och bygglagen...................................................... 
  
 147 
  
 6.2.2 
  
 Miljöbalken .................................................................. 
  
 151 
  
 6.2.3 
  
 Väglagen ...................................................................... 
  
 156 
  
 6.2.4 
  
 Lagen (1988:950) om kulturminnen m.m. ...................... 
  
 156 
  
 6.2.5 
  
 Lagen (1966:314) om kontinentalsockeln....................... 
  
 158 
  
 6.2.6 
  
 Lagen (1988:868) om brandfarliga och explosiva varor . 159 
  
 6.2.7 
  
 Sprängämnesinspektionens naturgasföreskrifter, Sprängämnesinspektionens allmänna råd till 
  
 föreskrifterna (SÄIFS 1996:8) ....................................... 
  
 160 
  
 6.2.8 
  
 Sprängämnesinspektionens föreskrifter om ändring i föreskrifterna (SÄIFS 1995:3) om t illstånd till hantering av brandfarliga gaser och vätskor, 
  
 Sprängämnesinspektionens allmänna råd till 
  
 föreskrifterna (SÄIFS 1997:3) ....................................... 
  
 163 
  
 6.3 
  
 Rätt att använda mark för gasledningar ......................... 
  
 164 
  
 6.3.1 
  
 Ledningsrättslagen (1973:1144) .................................... 
  
 164 
  
 6.3.2 
  
 Expropriationslagen (1972:719) .................................... 
  
 164 
  
 7 
  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv ...................... 
  
 165 
  
 7.1 
  
 Direktivets ingress ........................................................ 
  
 165 
  
 7.2 
  
 Direktivets sakinnehåll .................................................. 
  
 166 
  
 8 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet................ 
  
 173 
  
 8.1 
  
 Marknadsutveckling...................................................... 
  
 174 
  
 8.1.1 
  
 Bakgrund...................................................................... 
  
 174 
  
 8.1.2 
  
 Förändrade förutsättningar ............................................ 
  
 175 
  
 8.1.3 
  
 Kommersiell utveckling................................................. 
  
 176 
  
 8.1.4 
  
 Slutsatser...................................................................... 
  
 178 
  
 8.2 
  
 Allmännyttiga tjänster ................................................... 
  
 180 
  
 8  
 Innehåll 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.2.1 
  
 Direktivet ..................................................................... 
  
 180 
  
 8.2.2 
  
 Motiv för offentliga ingrepp .......................................... 
  
 181 
  
 8.2.3 
  
 Definition av allmännyttiga tjänster ............................... 
  
 183 
  
 8.2.4 
  
 Elmarknadsdirektivet .................................................... 
  
 185 
  
 8.2.5 
  
 Slutsatser...................................................................... 
  
 187 
  
 8.3 
  
 Tillträde till gasledningsnäten ........................................ 
  
 188 
  
 8.3.1 
  
 Naturgasmarknadsdirektivets tillträdesregler ................. 
  
 189 
  
 8.3.2 
  
 Reglerat eller förhandlat tillträde – en studie av hur 
  
 konkurrens och investeringsbenägenhet påverkas ........... 
  
 190 
  
 8.3.3 
  
 Några andra aspekter på reglerat och 
  
 förhandlat tillträde ........................................................ 
  
 193 
  
 8.4 
  
 Marknadsöppning ......................................................... 
  
 218 
  
 8.4.1 
  
 Direktivet ..................................................................... 
  
 218 
  
 8.4.2 
  
 Konsekvenser för den svenska marknaden ..................... 
  
 219 
  
 8.4.3 
  
 Några andra tänkbara konsekvenser .............................. 
  
 223 
  
 8.4.4 
  
 Slutsatser...................................................................... 
  
 226 
  
 8.5 
  
 Reciprocitetsklausulen .................................................. 
  
 227 
  
 8.5.1 
  
 Allmänt ........................................................................ 
  
 227 
  
 8.5.2 
  
 Slutsatser...................................................................... 
  
 228 
  
 8.6 
  
 Kraftvärme ................................................................... 
  
 229 
  
 8.6.1 
  
 Inledning....................................................................... 
  
 229 
  
 8.6.2 
  
 Kraftvärme – el och värme............................................ 
  
 230 
  
 8.6.3 
  
 Värmekraft – el............................................................. 
  
 232 
  
 8.6.4 
  
 Värmeverk – enbart värme ............................................ 
  
 232 
  
 8.6.5 
  
 Slutsatser...................................................................... 
  
 232 
  
 8.7 
  
 Ekonomisk redovisning ................................................. 
  
 233 
  
 8.7.1 
  
 Direktivet ..................................................................... 
  
 233 
  
 8.7.2 
  
 Konsekvenser................................................................ 
  
 234 
  
 8.7.3 
  
 Slutsatser...................................................................... 
  
 241 
  
 8.8 
  
 Olika former av undantag.............................................. 
  
 242 
  
 8.8.1 
  
 Direktivet ..................................................................... 
  
 242 
  
 8.8.2 
  
 Den svenska marknaden................................................ 
  
 243 
  
 9 
  
 Pågående arbete i några andra länder ....................................... 
  
 247 
  
 9.1 
  
 Danmark ...................................................................... 
  
 247 
  
 9.1.1 
  
 Marknad....................................................................... 
  
 247 
  
 9.1.2 
  
 Aktörer ......................................................................... 
  
 248 
  
 9.1.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet.................................................. 
  
 249 
  
 9.2 
  
 Finland ......................................................................... 
  
 251 
  
 9.2.1 
  
 Marknad....................................................................... 
  
 251 
  
 9.2.2 
  
 Aktörer ......................................................................... 
  
 251 
  
 9.2.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet.................................................. 
  
 252 
  
 SOU 1999:115 
  
 Innehåll  
 9 
  
 9.3 
  
 Norge ........................................................................... 
  
 253 
  
 9.3.1 
  
 Marknad....................................................................... 
  
 253 
  
 9.3.2 
  
 Aktörer ......................................................................... 
  
 253 
  
 9.3.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet.................................................. 
  
 254 
  
 9.4 
  
 Storbritannien............................................................... 
  
 254 
  
 9.4.1 
  
 Marknad....................................................................... 
  
 254 
  
 9.4.2 
  
 Aktörer ......................................................................... 
  
 256 
  
 9.4.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet.................................................. 
  
 257 
  
 9.5 
  
 Tyskland....................................................................... 
  
 258 
  
 9.5.1 
  
 Marknad....................................................................... 
  
 258 
  
 9.5.2 
  
 Aktörer ......................................................................... 
  
 260 
  
 9.5.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet.................................................. 
  
 260 
  
 Del 3 Överväganden och förslag 
  
 10 Överväganden och förslag ......................................................... 
  
 265 
  
 10.1 
  
 En ny naturgaslagstiftning............................................. 
  
 265 
  
 10.2 
  
 Koncession ................................................................... 
  
 266 
  
 10.2.1 
  
 Koncessionsplikt ........................................................... 
  
 266 
  
 10.2.2 
  
 Förutsättningar för koncession ...................................... 
  
 267 
  
 10.2.3 
  
 Undantag från koncession ............................................. 
  
 269 
  
 10.2.4 
  
 Villkor för koncession ................................................... 
  
 270 
  
 10.2.5 
  
 Tidsbegränsad koncession eller koncession tills 
  
 vidare ........................................................................... 
  
 271 
  
 10.2.6 
  
 Förlängning av giltighetstid ........................................... 
  
 272 
  
 10.2.7 
  
 Naturgasledning inom trafikled...................................... 
  
 273 
  
 10.2.8 
  
 Överlåtelse av koncession .............................................. 
  
 274 
  
 10.2.9 
  
 Upphörande av koncession ............................................ 
  
 275 
  
 10.2.10 
  
 Borttagande av naturgasledning, återställning m.m. ....... 
  
 276 
  
 10.3 
  
 Ledningsägarens skyldigheter ........................................ 
  
 278 
  
 10.3.1 
  
 Tillträde till naturgasledningar ...................................... 
  
 278 
  
 10.3.2 
  
 Transport av naturgas för annans räkning...................... 
  
 287 
  
 10.3.3 
  
 Anslutning till naturgasledningar ................................... 
  
 288 
  
 10.3.4 
  
 Berättigade kunder ........................................................ 
  
 290 
  
 10.3.5 
  
 Undantag...................................................................... 
  
 294 
  
 10.3.6 
  
 Transporttariffer ........................................................... 
  
 297 
  
 10.3.7 
  
 Reciprocitet .................................................................. 
  
 302 
  
 10.4 
  
 Ekonomisk särredovisning ............................................. 
  
 305 
  
 10.4.1 
  
 Särredovisning .............................................................. 
  
 305 
  
 10.4.2 
  
 Revision ....................................................................... 
  
 309 
  
 10.5 
  
 Kommunala naturgasföretag ......................................... 
  
 310 
  
 10  
 Innehåll 
  
 SOU 1999:115 
  
 10.5.1 
  
 Lokaliseringsprincipen .................................................. 
  
 310 
  
 10.5.2 
  
 Likställighets- och självkostnadsprinciperna .................. 
  
 313 
  
 10.6 
  
 Tillsyn .......................................................................... 
  
 315 
  
 10.6.1 
  
 Tillsyn m.m. ................................................................. 
  
 315 
  
 10.6.2 
  
 Förseningsavgift ........................................................... 
  
 317 
  
 10.6.3 
  
 Finansiering.................................................................. 
  
 318 
  
 10.6.4 
  
 Organisation av myndigheten ........................................ 
  
 320 
  
 10.7 
  
 Övriga frågor................................................................ 
  
 322 
  
 10.7.1 
  
 Systemansvar – ansvar för att teknisk balans 
  
 upprätthålls i landets naturgassystem ............................. 
  
 322 
  
 10.7.2 
  
 Allmännyttiga tjänster ................................................... 
  
 324 
  
 10.7.3 
  
 Företagens behandling av kommersiellt känsliga 
  
 uppgifter....................................................................... 
  
 325 
  
 10.8 
  
 Övriga bestämmelser..................................................... 
  
 327 
  
 10.8.1 
  
 Ansvar.......................................................................... 
  
 327 
  
 10.8.2 
  
 Överklagande................................................................ 
  
 328 
  
 10.8.3 
  
 Övergångsbestämmelser................................................ 
  
 328 
  
 11 Författningskommentarer .......................................................... 
  
 329 
  
 11.1 
  
 Förslag till naturgaslag ................................................. 
  
 329 
  
 11.2 
  
 Förslag till lag om ändring i miljöbalken ........................ 
  
 353 
  
 Referenser........................................................................................... 
  
 355 
  
 Särskilda yttranden ............................................................................ 
  
 361 
  
 Bilagor 
  
 Bilaga 1 
  
 Kommittédirektiv .......................................................... 
  
 367 
  
 Bilaga 2 
  
 Europaparlamentets och rådets direktiv 98/30/EG av 
  
 den 22 juni 1998 om gemensamma regler för den inre 
  
 marknaden för naturgas................................................. 
  
 377 
  
 Bilaga 3 
  
 EG:s naturgasmarknadsdirektiv. En ekonomisk analys 
  
 av olika alternativ för Sverige........................................ 
  
 401 
  
 SOU 1999:115 
  
 11 
  
 Sammanfattning 
 Den 22 juni 1998 antog Europaparlamentet och rådet direktivet 98/30/EG om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas (kapitel 7). Det s.k. naturgasmarknadsdirektivet syftar till att öka kon- kurrensen på gasmarknaden och skapa en inre marknad för naturgas. För att uppnå detta innehåller direktivet bl.a. bestämmelser om att ägare av överförings- och distributionsnät skall göra det möjligt för andra aktörer 
 att utnyttja dessa. Direktivet är betydligt mer långtgående och omfattan- de än den nuvarande svenska lagstiftningen på naturgasområdet (kapitel 6). 
 Utredningens huvuduppgift är att lämna ett förslag till naturgaslag- stiftning som tillgodoser det nya direktivets krav. Arbetet med den nya lagstiftningen bör enligt kommittédirektiven syfta till att regelverket skall vara grunden för en samhällsekonomiskt effektiv marknad. Det bör dock samtidigt beaktas att den svenska naturgasmarknaden är mindre utveck- lad än marknaderna i flertalet andra europeiska länder och att en bris- tande jämvikt i öppnandet av gasmarknaderna bör undvikas. Pågående internationella överväganden rörande naturgasnätet i Norden och Öster- sjöområdet skall också beaktas. I  
 kapitel 1  
 redogörs närmare för ut- gångspunkter för och genomförande av utredningens arbete. 
 Betänkandet är disponerat i form av tre huvuddelar, en bakgrundsdel, en del med utgångspunkter och en förslagsdel. 
 Bakgrund 
 I  
 kapitel 2  
 görs en genomgång av några grundläggande aspekter på na- turgasen. Det gäller t.ex. egenskaper, användningsområden och utbud och efterfrågan på naturgas. 
 Naturgas består av gasformiga kolväten med metan som huvudbe- ståndsdel. Gasen innehåller små mängder kväve och icke mätbara mäng- der tungmetaller samt ger vid förbränning upphov till mindre mängder koldioxid än vad andra fossila bränslen gör. 
 Transporter av naturgas sker till övervägande del i markförlagda led- ningar. Ett ledningssystem består i huvudsak av överförings- och distri- 
  
 12  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 butionsledningar. Gasen transporteras i många fall genom självtryck. Om det finns behov av större överföringskapacitet byggs efter hand kompressorstationer för att kunna öka trycket på gasen och därmed led- ningarnas överföringskapacitet. I mät- och reglerstationer (MR- stationer) mäts gasleveransen och trycket reduceras. Anläggandet av en ledning kräver ett visst markutrymme. Detta utrymme är störst under anläggningsskedet som bl.a. består av röjning, avverkning, anläggandet av transportvägar och schaktning av rörgrav. När anläggningsarbetet är färdigt kan marken åter användas för jordbruk. Markpåverkan kan dock uppkomma, det kan t.ex. gälla skördebortfall under byggnadsåret. I skogsterräng krävs en ledningsgata på sju meter när arbetet är färdig- ställt. Den bestående inverkan på skogsbruket av en gasledning är främst ett produktionsbortfall i ledningsgatan. 
 Världens kända reserver av naturgas förväntas räcka i drygt 65 år med nuvarande utvinningstakt (i ca 185 år om möjliga eller sannolika re- server räknas in). I Europa är reserverna koncentrerade till Norge, Mckay erländerna och Storbritannien. En stor del av världens gasreserver ligger emellertid i Europas närhet, i t.ex. Ryssland, Algeriet och Iran. Europa svarar för ungefär 13 procent av världsproduktionen av naturgas, men ca 20 procent av konsumtionen. Detta innebär ett betydande importbero- ende. Importen kommer i huvudsak från Ryssland och Algeriet. De ab- solut största gasproducenterna i Europa är Storbritannien, Beck och Norge. 
 I Europa är naturgasens betydelse som energikälla av relativt sent datum. Gasens andel av den primära energiförbrukningen har dock stigit från ca 7 procent 1970 till drygt 20 procent 1997. I huvudsak har detta skett på bekostnad av olja och kol. Inom EU är numera naturgas den största energikällan näst efter olja. EU räknar med att konsumtionen av naturgas kommer att öka med  
 45–70 
  procent fram till 2020. 
 Naturgasens egenskaper har gjort att den har ett flertal användnings- områden. Den används i varierande omfattning inom sektorer som el- och värmeproduktion, industri, småhus och fastigheter, och transporter. 
 Naturgasnätet i Europa är väl utbyggt. Större delen av Europa (inklusive Sverige) är sammanlänkat i ett naturgasnät. Stora delar av försörjningen sker från källor i Nordsjön, Nordafrika och Ryssland, som således också är sammanlänkat med systemet i Europa. 
  
 Kapitel 3  
 innehåller en analys av gasmarknadens struktur. Naturgas- marknaden kan sägas avvika från gängse marknader på ett antal områ- den och syftet med kapitlet är främst att redovisa de särdrag som karak- teriserar gasmarknaden. 
 Utvinning/produktion, transport och försäljning av naturgas kan be- traktas som en s.k. nätverksindustri. Det som kännetecknar en nätverks- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 13 
  
 industri är ett starkt beroende av en infrastruktur i form av ett nätverk som binder samman produktionen av branschens basprodukter och de slutliga konsumenterna av dessa produkter. 
 Det finns två förhållanden som gör att förutsättningarna för konkur- rens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad skiljer sig mellan nätverksindustrier och vanliga branscher. Det första är att det i allmänhet finns betydande skalfördelar i utbyggnad och drift av nätverksindustriernas infrastruktur (transportnät). Skalfördelar inne- bär att kostnaden för att hålla en viss transportkapacitet är lägre i ett re- lativt storskaligt transportnät än i två eller fler parallella transportnät som tillsammans har samma kapacitet. Om dessa skalfördelar är bety- dande är produktionen av transporttjänster ett s.k. naturligt monopol. 
 Det andra förhållandet av betydelse för förutsättningarna för konkur- rens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad är att det i nätverksindustrier ofta finns vertikala integrationsvinster, dvs. att kostnaderna för att producera och leverera en viss mängd av baspro- dukten blir lägre om utnyttjandet av produktionsanläggningar och trans- portinfrastruktur koordineras inom ramen för en integrerad verksamhet. 
 Ett annat kännetecken för naturgasmarknaden är att de investeringar som krävs för att bygga en från energiförsörjningssynpunkt betydande infrastruktur för naturgas inte bara är stora utan även i allt väsentligt ir- reversibla; det aktuella rörledningsnätet har i huvudsak ingen alternativ användning. Dessutom har rörledningar och andra delar av den aktuella infrastrukturen en mycket lång livslängd. Kombinationen av storskalig- het, irreversibilitet och långsiktighet gör att denna typ av investeringar i allmänhet är förenade med en betydande ekonomisk risk. Hur stor denna risk är beror på kapacitetsutnyttjandet och nätanvändarnas betalnings- förmåga under anläggningens livstid. Dessa förhållanden beror i sin tur på hur mycket naturgas slutkunderna efterfrågar och vad de är villiga att betala för denna. De priser nätägarna kan ta ut beror också på import- priserna och beskattningen av naturgas. Den traditionella metoden att reducera nätägarnas ekonomiska risker har varit vertikal integration av transport och försörjning i kombination med långsiktiga kontrakt med kunderna. 
 Traditionellt har all västeuropeisk naturgasförsörjning varit baserad på långsiktiga kontrakt. Omfattande och långa kontrakt har ansetts utgö- ra en viktig förutsättning för att garantera avkastning på de stora inves- teringarna i produktionen. Dessa kontrakt har också tryggat utnyttjandet av transportnäten och ökat försörjningstryggheten. De långsiktiga avta- len är i allmänhet uppb yggda som s.k. take or  
 pay-avtal. 
  Vid sådana avtal förbinder sig kunden att mottaga en minsta volym och säljaren att leverera en maximal volym. Kunden får betala för minimivolymen även 
  
 14  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 om kundens naturgasanvändning inte nått upp till den kontrakterade mi- niminivån. 
 De prissättningsprinciper som tillämpas på naturgasmarknaden avvi- ker från de principer som tillämpas på gängse marknader. Naturgaspri- set baseras i allmänhet på kundens alternativkostnad, i normalfallet olja. På gasmarknader som öppnats för konkurrens, t.ex. Storbritanniens, sker prissättningen i stället mot andra leverantörers gaspris, dvs. gasen har fått ett eget pris. 
 Gasmarknaden i Västeuropa har karakteriserats av starka monopo- listiska inslag. Kombinationen av skalfördelar i transportnätet och verti- kala integrationsvinster mellan produktion och transport, är den vikti- gaste orsaken till att det i de flesta nätverksindustrier i flertalet länder under lång tid har funnits ett dominerande, vertikalt integrerat, ofta stat- ligt, företag. Vanligen har det dominerande företaget också ansvarat för uppbyggnaden av infrastrukturen. Efterfrågetillväxt och teknisk utveck- ling har emellertid med tiden skapat nya förutsättningar som gör att den traditionella strukturen inte längre är den bästa för att främja effektivitet och låga priser. Speciellt har ny teknik reducerat vinsterna av vertikal integration mellan produktion och transport. Sammantaget har denna ut- veckling skapat förutsättningar för en branschstruktur där infrastruktu- ren drivs som ett naturligt monopol, medan produktion/import och för- säljning till slutförbrukare sker i konkurrens och under fri prisbildning. Under senare år har det också skett betydelsefulla förändringar för att öka konkurrensen. Detta gäller främst Storbritannien som numera har en fullständigt avreglerad gasmarknad, dvs. alla kunder har rätt att välja le- verantör. 
 I  
 kapitel 4  
 beskrivs den svenska naturgasmarknaden i aspekter av t.ex. utbredning, aktörer, avtal, volymer och användning. 
 Sverige är en liten aktör på naturgasmarknaden och vi har varken re- server eller någon produktion av naturgas. Vi köper sedan 1985 naturgas från danska fyndigheter. 
 Uppbyggnaden av gasnätet har skett stegvis och omfattar nu ett 25- tal kommuner i sydligaste Sverige och på Västkusten. Överföringsled- ningen sträcker sig mellan Malmö och Göteborg, och till den är kopplat grenledningar och distributionsledningar. Överföringsledningen har en kapacitet på 2 miljarder m  
 3  
 naturgas per år, vilket motsvarar 22 TWh. Med kompressorer kan kapaciteten öka till ca 30 TWh. 
 Den nationella marknaden i Sverige karakteriseras av ett fåtal aktörer med starka inslag av monopol. All import av naturgas sker av Vattenfall Naturgas AB. Bolaget säljer naturgas till lokala och regionala distribu- tionsbolag, till kraft- och värmeproducenter samt till slutanvändare. Vattenfall Naturgas AB äger och driver vidare den svenska överförings- 
 SOU 1999:115  
 Sammanfattning  
 15 
 ledningen. På de enskilda lokala marknaderna är enskilda distributörer i princip monopolister. Bland distributörerna är Sydgas AB störst och le- vererar ca 75 procent av gasen i Sverige. I vissa områden säljer Sydgas AB naturgas till lokala underdistributörer som byggt upp lokala distri- butionsnät. 
 Avtalen och prissättningen på den svenska naturgasmarknaden följer i princip den uppbyggnad som redovisats i kapitel 3. Vattenfall Naturgas AB:s kontrakt med den danske leverantören DONG Naturgas A/S är av take or  
 pay-karaktär 
  och har en längd på ca 20 år. De löper ut 2003, 2006 och 2010. Avtalen med distributörerna är av liknande karaktär som importavtalen. 
 Naturgasen står för mindre än 2 procent av den totala energitillför- seln i Sverige. I de områden där naturgas har introducerats står den dock för ca 20 procent av energitillförseln, dvs. på ungefär samma nivå som i Europa. Naturgasen har främst ersatt olja inom industrin samt i kraft- värme- och värmeverk. Av den totala volymen i Sverige används drygt 42 procent för kraft- och värmeproduktion, ca 40 procent inom industrin och ca 17 procent för hushåll, fastigheter och mindre industrier. Hus- hållens användning av naturgas för uppvärmning svarar endast för  
 3–4 
  procent av den totala konsumtionen. 
 Det finns, högt räknat, en total potential på ca 1,5 miljarder m  
 3  
 na- turgas i anslutning till det nuvarande ledningsnätet. En eventuell vo- lymökning är i första hand aktuell för kraftvärmeproduktion, men ut- byggnaden av kraftvärme anses dock hämmas av skattesystemets ut- formning och ett lågt elpris. En mycket stor del av industrierna i befint- ligt område är i dag anslutna till gassystemet. Hushållssektorn har där- emot en relativt låg anslutningsgrad, vilket till stor del förklaras av att fjärrvärmen är väl utbyggd inom området. 
  
 Kapitel 5  
 innehåller en genomgång av naturgasfrågan i Sverige, närom- rådet och Europa. 
 Naturgas har fått en allt större betydelse för energiförsörjningen i Östersjöregionen. Samstämmiga bedömningar tyder på att marknaden för naturgas under de närmaste åren kommer att öka avsevärt. Finland och de baltiska staterna (och även många östeuropeiska länder) som är anknutna endast till det ryska försörjningsnätet strävar efter alternativa tillförselvägar och leverantörer. En sammanbindning av naturgasnäten i Östersjöområdet och en koppling till det västeuropeiska gasnätet skulle innebära att tillförselmöjligheter, försörjningstrygghet och konkurrens ökar i hela regionen. Det innebär också en möjlighet till en starkt utökad lagringskapacitet. 
 För konsumentländerna i Västeuropa är också nya tillförselvägar ge- nom Östersjöområdet av stort intresse. Fler och säkrare leveransvägar 
  
 16  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 från Ryssland ökar leveranssäkerheten och konkurrensen på den europe- iska gasmarknaden. Eftersom importberoendet kommer att öka eftersträ- vas också ökad import och nya tillförselvägar från t.ex. Norge och Alge- riet. Norge har, av naturliga skäl, ett stort intresse av fler tillförselvägar till den europeiska marknaden. 
 I norra Europa har det ökade intresset för naturgas tagits upp i det mellanstatliga energisamarbetet. Det är ett viktigt inslag i den omfattan- de verksamhet på energiområdet som är inriktad på ett utvidgat Öster- sjösamarbete. 
 I Sverige antog riksdagen 1988 riktlinjer för naturgasanvä ndningen. Enligt dessa skall inköp av naturgas ske efter strikt kommersiella prin- ciper. Gasen måste av egen kraft kunna konkurrera på den svenska ener- gimarknaden. De kommersiella förhandlingarna skall genomföras på fö- retagsnivå. Den samhälleliga bedömningen av ett naturgasprojekt skall vidare göras i samband med tillståndsprövningen enligt den s.k. rörled- ningslagen. Tillförseln måste slutligen ske i överensstämmelse med de energipolitiska riktlinjerna. Således måste de samhälleliga målen angå- ende leveranssäkerhet, beredskapslagring och miljö kunna nås. 
 Ett flertal studier avseende naturgasens utbyggnad i Sverige har gjorts under senare tid. Studien  
 Nordic Gas Grid  
 undersöker möjligheten för ett nordiskt naturgasnät, där gasen kommer från reserverna i Norge och Ryssland. I en studie utförd av  
 North Transgas Oy  
 utreds möjlighe- ten av att anlägga en rörledning för naturgas från Ryssland till Västeu- ropa. Vid en utbyggnad överförs naturgas från Ryssland, eventuellt via Finland och Sverige, vidare till Västeuropa. En utredning planeras ge- nomföras angående ytterligare en transportväg för naturgas mellan Tyskland, Sverige och Danmark, den s.k.  
 The Baltic Gas Interconnec- tor 
 . Avsikten med utredningen är att undersöka möjligheten att via nya tillförselvägar knyta samman de befintliga gasledningarna i södra Skan- dinavien med det kontinentala systemet och därmed bl.a. öka konkurrens och leveranssäkerhet. 
 Utgångspunkter 
 I  
 kapitel 6  
 redovisas de lagar som reglerar anläggande och drift av gas- ledningar. Dessutom ges en kortfattad beskrivning av de möjligheter som finns för att få tillgång till den mark som behövs för en gasledning. 
 Den centrala lagstiftningen återfinns i  
 lagen (1978:160) om vissa rörledningar  
 (rörledningslagen) som främst behandlar frågor om kon- cession (tillstånd). Enligt lagen krävs koncession för att dra fram eller använda rörledning för transport av naturgas (tillstånd behövs dock inte för t.ex. distributionsledningar). Frågan om koncession prövas av rege- 
 SOU 1999:115  
 Sammanfattning  
 17 
 ringen, men ansökan ges in till Statens energimyndighet. Koncession får meddelas endast om det från allmän synpunkt är lämpligt att ledningen dras fram och används och om sökanden anses vara lämplig att utöva verksamhet som avses med koncessionen. Koncession får inte strida mot detaljplan eller områdesbestämmelser. Vid koncessionsprövningen skall miljöbalken tillämpas. Koncessionsprövningen innebär att rörledningsfö- retaget blir föremål för en samlad bedömning i alla de avseenden där samhällsintressen gör sig gällande. 
 Rörledninglagen (liksom annan lagstiftning inom området) saknar detaljerade bestämmelser om handel och transport av naturgas. Det framgår endast att koncessionshavaren är skyldig att mot ersättning om- besörja transport genom ledningen åt annan, om det kan ske utan vä- sentligt förfång för koncessionshavaren. 
 I övrigt skall ett antal andra lagar beaktas. Det gäller bl.a.  
 plan- och bygglagen  
 som innehåller bestämmelser om planläggning av mark och vatten och om byggande. I  
 miljöbalken  
 , som trädde i kraft den 1 januari 1999, regleras de grundläggande m iljöbestämmelserna. Miljöbalkens mål är att främja en hållbar utveckling och på så sätt tillförsäkra nuvarande och kommande generationer en hälsosam och god livsmiljö. Andra lagar är  
 väglagen  
 ,  
 lagen om kulturminnen 
 ,  
 lagen om kontinentalsockeln  
 och  
 lagen om brandfarliga och explosiva varor 
 . 
 Det finns även detaljerade säkerhetsföreskrifter. Sprängämnesinspek- 
  
 tionen har 
  
 bl.a. utfärdat  
 Sprängämnesinspektionens naturgasföreskrif- 
  
 ter och allmänna råd till föreskrifterna  
 . Föreskrifterna gäller 
  
 utform- 
  
 ning, anläggande och drift av ledningssystem för naturgas. 
  
 Rätt att 
  
 använda mark för gasledningar regleras genom 
  
 lednings- 
  
 rättslagen 
  
 och  
 expropriationslagen 
 . 
  
 Kapitel 7  
 innehåller en redovisning av EG:s naturgasmarknadsdirektiv. Syftet med direktivet är främst att skapa en konkurrensutsatt marknad för naturgas. I direktivet finns gemensamma regler för bl.a. tillträde till systemet, överföring, distribution, leverans och lagring av naturgas. 
 Direktivets centrala bestämmelser för att öka konkurrensen finns i  
 kapitel VI  
 som reglerar tillträde till systemet. Huvudsyftet är att ge tredje part tillträde till systemet, dvs. att ge kunden möjlighet att välja gasleve- rantör. Direktivet medger olika förfaranden för tillträde till ledningsnä- ten. Det är möjligt att välja mellan förhandlat och reglerat tillträde eller båda av dessa förfaranden. Ett reglerat tillträde innebär en laglig rätt att mot offentliggjorda tariffer och/eller andra villkor och skyldigheter ut- nyttja näten. Ett förhandlat tillträde däremot innebär en rätt att förhandla om villkoren för tillträde till näten. 
 Medlemsstaterna skall ange vilka kunder inom respektive land som skall kunna få tillträde till systemet i avsikt att ingå avtal om eller köpa 
 18  
 Sammanfattning  
 SOU 1999:115 
 naturgas. Definitionen av sådana s.k. berättigade kunder skall leda till en öppning av marknaden som motsvarar 20 procent av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella marknaden. Denna andel skall öka till 28 procent fem år efter det att direktivet har trätt i kraft och till 33 procent efter tio år. 
 Medlemsstaterna skall vidta nödvändiga åtgärder för att säkerställa att åtminstone kunder som har gaseldad kraftproduktion (med vissa un- 
  
 dantag) och övriga slutförbrukare som förbrukar mer än 25 miljoner m 
  
 3 
  
 gas per år och förbrukningsställe anges som berättigade kunder. För gruppen övriga slutförbrukare skall tröskeln sänkas till 15 m iljoner m 
 3  
 fem år efter det att direktivet trätt i kraft och till 5 miljoner m  
 3  
 efter tio år. 
 Ett annat viktigt moment i direktivet är dess bestämmelser om särre- dovisning ( 
 kapitel V 
 ). Ett centralt inslag är att undvika diskriminering, korssubventionering och snedvridning av konkurrensen. Integrerade na- turgasföretag skall därför i sin interna bokföring särredovisa verksam- hetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas, och där så är lämpligt, upprätta en samlad re dovisning för aktiviteter utanför gas- sektorn, på det sätt som skulle ha krävts av dem om de aktuella aktivite- terna bedrivits i separata företag. 
 Andra huvudpunkter i direktivet är bl.a.  
 kapitel II  
 som behandlar allmänna regler för sektorns organisering. Där framgår bl.a. att med- lemsstaterna i det allmänna ekonomiska intresset kan ålägga naturgasfö- retag att tillhandahålla allmännyttiga tjänster. Dessa kan avse säkerhet, inbegripet försörjningstrygghet, regelbundna leveranser, kvalitet och pris på leveranser samt miljöskydd. Sådana tjänster skall vara klart definie- rade, öppna, icke diskriminerande och kontrollerbara. Under hänvisning till allmännyttiga tjänster är det möjligt att avstå från att tillämpa vissa artiklar i direktivet. Kapitlet behandlar vidare tillstånd för att bygga eller driva naturgasanläggningar. 
  
 Kapitel III  
 reglerar vissa frågor rörande  
 överförings-, 
  lagrings- och/eller  
 LNG-företag. 
  Företagen skall på ekonomiska villkor driva, un- derhålla och utveckla säkra, tillförlitliga och effektiva  
 överförings-, 
  lag- rings- och/eller  
 LNG-anläggningar, 
  med vederbörlig hänsyn till miljön. Företagen får inte i något fall diskriminera mellan systemanvändare eller kategorier av systemanvändare, i synnerhet inte till förmån för sina an- knutna företag. Företagen åläggs även viss informationsskyldighet. Om informationen är kommersiellt känslig så skall den behandlas konfidenti- ellt.  
 Kapitel IV  
 innehåller i stort sett motsvarande bestämmelser för dist- ributionsföretag. Enda skillnaden är att medlemsstaterna kan ålägga dist- ributionsföretag och/eller försörjningsföretag leveransskyldighet gente- mot kunder inom ett visst område och/eller i en viss kategori. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 19 
  
 Naturgasmarknadsdirektivet kan vidare medge olika former av un- dantag från reglerna om bl.a. marknadsöppning och tillträde till syste- met. För svensk del är det möjligt att ansöka hos kommissionen om ett tillfälligt undantag (högst tio år) om direktivet skulle orsaka allvarliga problem inom ett geografiskt begränsat område, i synnerhet när det gäl- ler att utveckla infrastrukturen för överföring, och när syftet är att upp- muntra investeringar. Ett naturgasföretag kan vidare ansöka om ett till- fälligt undantag från reglerna om tillträde till systemet om företaget rå- kar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska och finan- siella svårigheter på grund av take or  
 pay-åtaganden. 
  
 Reglerna i naturgasmarknadsdirektivet anger de mål som skall uppnås, medan medlemsstaterna själva kan välja på vilket sätt de skall uppnås. Utformningen ger således varje medlemsstat viss frihet att välja den ord- ning som bäst motsvarar en viss situation. I  
 kapitel 8  
 analyseras olika sätt att uppnå målen och vilka effekter som kan tänkas uppstå om det ena eller det andra alternativet väljs. 
 Valet av  
 tillträdesform  
 till gasledningsnäten, som är den centrala de- len av analysen i kapitlet, kan antas påverka gasmarknaden och dess aktörer på olika sätt. Två viktiga områden är hur konkurrens och inves- teringsbenägenhet påverkas. Naturgasmarknadsdirektivet syftar till att öka konkurrensen på gasmarknaden, men samtidigt är en väl utbyggd in- frastruktur för naturgas en (av flera) förutsättning för att få en funge- rande marknad. Det föreligger således i viss mening en konfliktsituation mellan målet om en effektiv konkurrens på naturgasmarknaden och de ekonomiska incitamenten att bygga ut infrastrukturen för naturgas. In- vesteringar i infrastruktur är i allmänhet förenade med betydande eko- nomisk risk. Den traditionella metoden att reducera nätägarnas ekono- miska risker har varit vertikal integration av överföring och försörjning i kombination med långsiktiga kontrakt med kunderna. Detta har i hög grad begränsat tillträdet till näten för tredje part och reducerat konkur- rensen. Konkurrensaspekter och benägenheten att investera i infrastruk- tur måste därför vägas mot varandra. En central fråga blir därför hur de bägge tillträdesformerna påverkar investeringsbenägenheten i in- frastruktur. En konkret bedömning som måste göras i detta sammanhang är huruvida ett reglerat tillträde försvagar incitamenten i en sådan ut- sträckning att ett förhandlat tillträde bör föredras framför ett reglerat. 
 Analysen pekar på att kravet på prövning och offentliggörande av ta- riffer vid ett reglerat tillträde i någon utsträckning begränsar nätägarnas handlingsutrymme jämfört med vad som är fallet vid ett förhandlat till- träde. Ett förhandlat tillträde ger nätägare vissa möjligheter att påverka konkurrensförhållandena i försörjningsledet. Det är därmed troligt att in- citamenten att investera i infrastruktur för naturgas är starkare vid ett 
  
 20  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 förhandlat tillträde än vid ett reglerat. De ekonomiska förutsättningarna för utbyggnad av infrastruktur kan emellertid påverkas även med tradi- tionella energipolitiska styrmedel som skatter och andra regler. Dessa medel kan utformas just för att främja investeringar i infrastruktur och kan därför vara effektivare i detta avseende än ett regelverk som främst skall skapa konkurrens på marknaden. Kreditmarknaden har vidare änd- rat karaktär sedan merparten av gassystemen byggdes upp, vilket medför att behovet av långsiktiga bindningar minskar. 
 Det är samtidigt troligt att en ordning med förhandlat tillträde är mer resurskrävande och innebär större osäkerhet för potentiella nyttjare av överförings- och distributionsnät än en ordning med reglerat tillträde. Det betyder att det vid ett förhandlat tillträde är förenat med högre kost- nader och större osäkerhet att etablera sig på naturgasmarknaden än vad som är fallet vid reglerat tillträde, vilket begränsar konkurrensen. 
 I kapitlet analyseras också graden av  
 marknadsöppning  
 i Sverige. Naturgasmarknadsdirektivets definition av vad som åtminstone skall be- traktas som berättigade kunder leder till en öppning av den svenska marknaden med ca 45 procent när direktivet genomförs. Efter fem år ökar marknadsöppningen till 50 procent och efter tio år till ca 60 pro- cent. Även om marknadsöppningen blir förhållandevis stor, så är det en- dast  
 25-30 
  slutkunder som blir berättigade kunder. Distributionsföretag ingår inte i direktivets bestämmelser av vad som åtminstone skall be- traktas som berättigade kunder. Studier pekar dock på att den ekonomis- ka effektiviteten är låg i många europeiska distributionsföretag. En väg att öka effektiviteten är att betrakta dessa som berättigade kunder och ge dem tillträde till överföringsnäten. 
 Det går dock att diskutera hur stor andel av kunderna som i praktiken kan få tillträde till systemen. Vattenfall Naturgas AB har transporträtten för 2 miljarder m  
 3  
 naturgas per år i det danska systemet, varför viss osä- kerhet föreligger. Ett annat osäkerhetsmoment ligger i valet av tillträdes- form i Danmark och i att den danska produktionskapaciteten successivt minskar. Det kommer att bli viktigt att få tillgång till bl.a. det danska transportsystemet för att kunna utnyttja andra importalternativ. 
 Analysen pekar också på att direktivets bestämmelser om berättigade kunder kan komma att ge incitament till korssubventionering och föränd- rat prisbeteende. Det är i princip enbart större kunder som kan utnyttja den ökade konkurrensen för att få lägre priser, medan t.ex. hushållssek- torn ställs utanför. I ett sådant läge är risken för korssubventionering större vid försäljning av naturgas till stora kunder än vid försäljning till t.ex. hushållen, beroende på en betydligt hårdare konkurrens i det först- nämnda fallet än i det sistnämnda. Detta kan också innebära en press uppåt av priserna för de konsumentgrupper som inte i praktiken kan kö- pa naturgas i konkurrens mellan olika leverantörer. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 21 
  
 För att undvika inslag av diskriminering, korssubventionering och snedvridning av konkurrensen innehåller naturgasmarknadsdirektivet be- stämmelser om  
 särredovisning  
 . Integrerade naturgasföretag skall i sin interna bokföring särredovisa verksamhetsgrenarna överföring, distribu- tion och lagring av naturgas. Syftet är att ekonomiska överskott från monopolverksamheten (t.ex. överföring) inte skall användas för att sub- ventionera konkurrensutsatt verksamhet, t.ex. handel med naturgas. Di- rektivets krav är minimibestämmelser. Andra alternativ skulle kunna va- ra att nätverksamhet och annan verksamhet bedrivs i skilda bolag. Dessa skilda bolag skulle också kunna ha skilda ägare. 
 De analyser som presenteras i kapitlet pekar på att det kan vara rela- tivt komplicerat att förhindra eller försvåra korssubventionering via sär- redovisning. Även om krav ställs på att monopolverksamhet och konkur- rensutsatt verksamhet skall bedrivas i skilda bolag är det komplicerat att få till stånd ett regelverk som förhindrar korssubventionering. Inom t.ex. den svenska elmarknaden visar studier att korssubventionering kan före- komma. Detta trots att en juridisk person som bedriver nätverksamhet inte får bedriva produktion av eller handel med el. Det är inte möjligt att i detalj ange vilka förutsättningar som skall vara uppfyllda för att särre- dovisning skall fungera. För att det skall fungera acceptabelt krävs san- nolikt att de funktioner som skall tillhöra överföringsverksamheten kan preciseras väl. Det ställs också krav på redovisningsprinciper, kostnads- verifiering och en väl fungerande tillsynsmyndighet. Om sådana förhål- landen är uppfyllda, och givet att nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet kan hållas isär, finns det från konkurrenssynpunkt sannolikt ingen väsentlig skillnad mellan gasmarknadsdirektivets krav på särredo- visning och skilda bolag. Ett annat alternativ är att ställa krav på skilda bolag som också skall ha skilda ägare. Det finns dock en risk för att en så långtgående separation kan vara ett hinder för utvecklingen av en na- turgasmarknad. 
 En viktig aspekt är om Sverige skall utnyttja möjligheten att ålägga naturgasföretag att tillhandahålla  
 allmännyttiga tjänster  
 . Begreppet all- männyttiga tjänster är inte entydigt definierat, men för vissa kunder kan t.ex. marknadspriserna för vissa tjänster uppfattas som oöverstigligt hö- ga. Ett annat exempel är att olika krav från myndigheter kan medföra extra kostnader som inte kan övervältras på vissa kundkategorier. För att kunna göra de aktuella tjänsterna tillgängliga för alla måste något eller några gasföretag åläggas att tillhandahålla tjänsterna. Sådana krav måste dock kombineras med en möjlighet för företagen att täcka de extra kostnader som uppstår. Detta kan t.ex. ske genom att företagen s kyddas från konkurrens inom vissa marknadssegment. Huvudsyftet med EG:s naturgasmarknadsdirektiv är dock att öka konkurrensen och på sikt upp- nå effektivitetsvinster. Det bör därför kunna visas att vinsterna av såda- 
 22  
 Sammanfattning  
 SOU 1999:115 
 na ingrepp överstiger kostnaderna, dvs. att effektivitetsförlusterna av allmännyttiga tjänster är lägre än vinsterna av ett ökat tillträde till näten. Det bör också analyseras om inte konventionella  
 ekonomisk-politiska 
  åt- gärder har en större fördelningspolitisk träffsäkerhet än en lagstiftning på naturgasområdet. 
 Naturgasmarknadsdirektivet innehåller tre olika former av  
 undantag  
 från reglerna om tillträde till systemen och/eller marknadsöppning. För svensk del är det endast aktuellt med ett undantag om genomförandet av direktivet skulle orsaka allvarliga problem inom ett  
 geografiskt begrän- sat område  
 , i synnerhet när det gäller att utveckla infrastrukturen för överföring, och när syftet är att uppmuntra investeringar. Ett sådant un- dantag beslutas av  
 EU-kommissionen. 
  
 Stora nya investeringar i gasinfrastruktur riskerar att inte bli lön- samma i den typ av konkurrensutsatt marknad som kan tänkas uppstå när gasmarknadsdirektivet genomförs. Det är mot denna bakgrund som undantaget har införts i direktivet, dvs. för att uppmuntra nya investe- ringar i områden som inte tidigare varit försörjda med naturgas. Som framgått av kapitel 5 analyseras ett antal sådana investeringar i Sverige. 
 Undantaget leder till en temporär begränsning av konkurrensen på naturgasmarknaden och syftar till att minska den ekonomiska risken i uppbyggnaden av infrastruktur för naturgas. Den aktuella risken kan dock också hänga samman med osäkerhet beträffande efterfrågan på naturgas i området i fråga. Osäkerheten om den framtida efterfrågan på naturgas kan dock också i hög grad bero på osäkerhet om den framtida beskattningen av naturgas jämfört med beskattningen av andra energi- slag (jfr kapitel 3). Undantagsregeln kan vidare gynna vertikalt integre- rade naturgasföretag till nackdel för företag med en annan struktur på sin verksamhet. Nätverksindustrier har traditionellt byggts upp av verti- kalt integrerade statliga företag. Det har emellertid skett under tider då kapitalmarknaden varit betydligt mindre utvecklad än vad den är i dag. Den välutvecklade kapitalmarknaden gör att det i dag kan finnas andra möjligheter att bygga upp separata infrastrukturföretag. Om undantags- regeln skulle tillämpas finns det skäl att analysera effekterna av den. Det kan t.ex. vara motiverat att motverka kontraktsformer som gör att många kunder efter tioårsperioden är uppbu ndna av mycket långsiktiga åtaganden. Det finns annars en risk för att den tillfälliga undantagsre- geln, vid en eventuell utbyggnad, under lång tid kommer att bestå av ett antal regionala monopolmarknader. 
 En annan form av undantagsregel än de som diskuterats ovan, är att ett naturgasföretag som råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvar- liga ekonomiska och finansiella svårigheter på grund av  
 take or pay- åtaganden  
 kan ansöka om ett tillfälligt undantag från reglerna om till- träde. Gasföretagen på den svenska gasmarknaden är uppbu ndna av tra- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 23 
  
 ditionella och långsiktiga take or  
 pay-åtaganden. 
  Vattenfall Naturgas AB:s importavtal med DONG Naturgas A/S löper exempelvis ut 2003, 2006 och 2010. Sådana åtaganden kan leda till stora förluster om näten öppnas för tillträde. En analys av kontrakt och hur dessa påverkar inci- tamentsstrukturer indikerar att avtalstidpunkten kan ha betydelse. Om undantag skulle kunna fås för avtal som ingåtts efter det att EG:s natur- gasmarknadsdirektiv blivit känt kan det leda till att marknadens aktörer i praktiken får en möjlighet att styra över det regelverk som reglerar marknaden. För avtal som slöts innan  
 EG-direktivet 
  var känt, kan regel- förändringar som i efterhand ändrar förutsättningarna för kommersiella avtal medföra att marknadens aktörer blir ovilliga att ingå avtal med långsiktig verkan. Det är dock viktigt att eventuella undantag som be- viljas är tidsmässigt bestämda så att marknadens aktörer ges klarhet om vilka spelregler som kommer att gälla. 
  
 Kapitel 9  
 innehåller en genomgång av hur arbetet med att införa natur- gasmarknadsdirektivet utvecklas i våra grannländer och i länder som kan anses ha särskild betydelse för den svenska gasmarknaden. De länder som analyseras är Danmark, Finland, Norge, Storbritannien och Tysk- land. 
 I flertalet av dessa länder har dock arbetet inte slutförts, utan det på- går ett arbete för att anpassa lagstiftningen på naturgasområdet till di- rektivet. Mot bakgrund av detta är det för närvarande i de flesta fall inte möjligt att redovisa vilka explicita ställningstaganden som gjorts. Det är emellertid möjligt att redovisa mer allmänna synpunkter. 
 I  
 Danmark  
 finns det mycket som tyder på att ett förhandlat tillträde kommer att väljas. Det finns också mycket som tyder på att mark- nadsöppningen initialt begränsas till 30 procent och att distributionsfö- retag inte blir berättigade kunder. I  
 Finland  
 har en arbetsgrupp föresla- git reglerat tillträde. Eftersom landet inte är anslutet till det europeiska sammankopplade systemet saknar tillträdesformen i grund och botten betydelse. Det reglerade tillträdet innebär dock viss begränsad handel mellan större kunder.  
 Norge  
 har en mycket begränsad inhemsk marknad och har ännu inte redovisat tillträdesform.  
 Storbritannien  
 har sedan maj 1998 en fullständigt liberaliserad gasmarknad med ett reglerat t illträde där alla kunder fritt kan välja gasleverantör. I  
 Tyskland  
 pågår ett arbete med utformningen av naturgaslagstiftningen. Tyskland är emellertid i dagsläget inriktat på ett förhandlat tillträde samt att alla kunder skall va- ra berättigade. 
  
 24  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 Överväganden och förslag 
 Utredningen föreslår att en ny lagstiftning införs på naturgasområdet. Motivet till detta är att EG:s naturgasmarknadsdirektiv, som skall ge- nomföras i svensk lagstiftning, är betydligt mer långtgående och omfat- tande än den nuvarande svenska lagstiftningen på naturgasområdet som i huvudsak innehåller bestämmelser om koncession. Den nya naturgasla- gen reglerar i huvudsak verksamheter avseende  
 koncession 
 ,  
 ledningsä- garens skyldigheter 
 ,  
 särredovisning  
 och  
 tillsyn 
 . 
 Koncession 
 Tillkomsten av en större naturgasledning är en komplicerad process som kan innebära avsevärd påverkan på omgivningen. Genom den nuvarande rörledningslagen har samhället möjlighet att pröva tillkomsten och för- läggningen av vissa rörledningar för transport av bl.a. naturgas. Enligt vår bedömning har rörledningslagen fungerat tillfredsställande och där- för behålls huvuddragen av gällande koncessionssystem. Vårt förslag är följande. 
  
 Det bör krävas koncession för att dels dra fram och använda en na- turgasledning, dels för att uppföra och använda ett naturgaslager. Regeringen bör pröva frågan om koncession. Naturgasledningar som huvudsakligen skall användas för att tillgodose enskilda hushålls och företags behov eller uteslutande skall användas inom hamn- eller in- dustriområde bör dock undantas från koncessionsplikt. 
  
 Koncession får meddelas endast under vissa förutsättningar. Natur- gasledningen skall vara lämplig ur allmän synpunkt. Sökanden skall från allmän synpunkt vara lämplig att utöva verksamhet som avses med koncessionen. Koncessionen får inte strida mot detaljplan eller områdesbestämmelser. Om syftet med planen eller områdesbestäm- melsen inte motverkas får dock mindre avvikelse göras. Vid pröv- ningen skall vissa bestämmelser i miljöbalken tillämpas. En miljökon- sekvensbeskrivning skall ingå i en ansökan om koncession. Syftet med lämplighetsprövningen är främst att hindra att samhällsekono- miskt onödiga naturgasledningar dras fram, eller att naturgasledning- ar dras fram på ett sådant sätt att de medför onödigt stort intrång till skada för tredje man. 
  
 Koncession skall avse naturgasledning med en i huvudsak bestämd sträckning. En koncession får förenas med villkor för att bl.a. skydda miljön. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 25 
  
 En koncession meddelas för fyrtio år. Koncessionens giltighetstid får på ansökan av koncessionshavare förlängas med fyrtio år åt gången. 
  
 Överlåtelse av koncession kräver särskilt tillstånd. Ny innehavares lämplighet prövas på samma sätt som vid ansökan om ny koncession. 
  
 Koncession får återkallas om naturgasledningen inte längre används och inte heller behövs för att säkra energiförsörjningen, eller om kon- cessionshavaren missköter sig. 
  
 Om en koncession upphör att gälla är den som senast haft koncession skyldig att ta bort naturgasledningen och vidta andra åtgärder för återställning, om det behövs från allmän eller enskild synpunkt. 
  
 Ledningsägarens skyldigheter 
 I kapitlet redovisas de bärande principerna för att få till stånd en ökad konkurrens på gasmarknaden. Enligt utredningens uppfattning är det viktigt att naturgasmarknaden i Sverige öppnas för konkurrens. För att uppnå ökad konkurrens inom naturgashandeln måste köpare och säljare på naturgasmarknaden ges möjlighet att utnyttja naturgasledningarna. Naturgasmarknadsdirektivets bestämmelser om tillträde till systemet är, enligt vår uppfattning, de centrala verktygen för att åsta dkomma ökad konkurrens på naturgasmarknaden. Det är möjligt att välja förhandlat och reglerat tillträde, eller båda dessa förfaranden. 
 Tillträde och anslutning 
 Utredningen föreslår att tillträde till naturgasledningarna skall baseras på ett reglerat förfarande med offentliggjorda tariffer. Det främsta moti- vet för vårt förslag är att ett reglerat tillträde är förenat med lägre kost- nader och mindre osäkerhet än ett förhandlat tillträde och därför medför mindre hinder för marknadstillträde. Det har därmed de mest positiva ef- fekterna på konkurrensen och i förlängningen på konsumentintresset. 
 Det reglerade tillträdet förutsätter att säljare och köpare får tillgång till de naturgasledningar som behövs för leveranserna. En ledningsägare skall därmed vara skyldig att på skäliga villkor transportera naturgas för berättigade kunder. 
 För att åstadkomma en naturgasmarknad i konkurrens är det inte till- räckligt att enbart öppna ledningarna för de berättigade kunderna. En förutsättning för att kunna leverera och ta emot naturgas är dessutom att kunden måste vara ansluten till en naturgasledning. Vi föreslår därför att ledningsägaren blir skyldig att ansluta berättigade kunders naturgasled- ningar. 
  
 26  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 Skyldigheten att ansluta naturgasledningar och transportera naturgas gäller endast mot s.k. berättigade kunder. Dessa är inledningsvis led- ningsägare, kunder som har naturgaseldad kraftproduktion och vissa större slutförbrukare. Från och med den 1 januari 2006 anses alla som berättigade kunder, dvs. naturgasmarknaden öppnas fullständigt. Den relativt snabba och kraftiga marknadsöppningen kan dock på grund av take or  
 pay-åtaganden 
  leda till ekonomiska förluster för ledningsägarna. Den myndighet som regeringen bestämmer bör därför under 2003 analy- sera effekterna av den föreslagna marknadsöppningen och lämna förslag till om öppningstakten bör förändras. 
 Undantag 
 Ett osäkerhetsmoment i vår bedömning är att Sverige har en begränsad infrastruktur på naturgasområdet och att en utveckling av denna in- frastruktur skulle förbättra marknadens funktionssätt. Det går inte att bortse från att vårt förslag till reglerat tillträde kan komma att påverka investeringsbenägenheten negativt. Det finns en risk för att stora nya in- vesteringar i naturgasinfrastruktur inte blir lönsamma i den typ av kon- kurrensutsatt marknad som kan tänkas uppstå när gasmarknadsdirektivet genomförs. I direktivet och i vårt förslag till lagstiftning finns emellertid ett undantag som införts för att uppmuntra investeringar i geografiskt begränsade områden som inte tidigare varit försörjda med naturgas. In- nebörden är att regeringen eller den myndighet som regeringen bestäm- mer kan ansöka hos  
 EU-kommissionen 
  om ett tillfälligt undantag från reglerna om marknadsöppning. 
 Ett annat osäkerhetsmoment är hur naturgasföretags lönsamhet kan komma att påverkas genom att de är uppbu ndna av långsiktiga take or  
 pay-åtaganden. 
  Sådana åtaganden kan leda till stora förluster om led- ningarna öppnas för tillträde. Samtidigt har det framgått att det under vissa premisser är möjligt att omförhandla kontrakten. Det är också san- nolikt att det växer fram andra typer av kontraktsformer vid en mer kon- kurrensutsatt marknad. Utredningen är dock medveten om att ett tillträde till ledningarna kan åsamka företag förluster på grund av take or pay- åtaganden. Vi föreslår därför, i enlighet med direktivet, att naturgasfö- retag i sådana fall, efter ansökan hos berörd myndighet, kan få ett tillfäl- ligt undantag från att ge tillträde till ledningarna. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 27 
  
 Transporttariffer 
 Tariffer för transporter av naturgas måste utformas så att de uppfyller de krav som ställs på en konkurrensutsatt gasmarknad med kontraktsfri- het. Det skall vara enkelt att köpa och sälja naturgas med olika typer av kontrakt, och olika aktörer skall ha denna möjlighet. Det skall därför räcka för en berättigad kund att vara ansluten till en punkt på naturgas- ledningen för att man skall ha rätt att använda alla andra ledningar som är anslutna till det svenska naturgasledningsnätet. 
 Det är inte en uppgift för statsmakterna att meddela detaljerade före- skrifter om vilka tariffer som skall tillämpas av gasföretagen. Den när- mare utformningen av tarifferna är en fråga för ledningsföretagen. Det bör dock föreskrivas i naturgaslagen att transporttariffer skall vara skä- liga och utformas på sakliga grunder. Tillsynsmyndigheten bör få i upp- drag att i sin tillsyn bedöma om transporttariffer och övriga villkor är skäliga och utformade på sakliga grunder. 
 Ledningsägare bör, i enlighet med naturgasmarknadsdirektivet, vara skyldiga att offentliggöra sin transporttariff och andra villkor och skyl- digheter för att utnyttja systemet. 
 Särredovisning 
 För en effektiv reglering av ett naturligt monopol krävs att den regleran- de myndigheten kan kontrollera verksamheternas ekonomiska resultat. Motivet till detta är bl.a. att ett monopolföretag kan försöka hindra till- träde genom att ta ut för höga priser. Företaget kan t.ex. också försöka påverka konkurrensen inom andra verksamhetsområden. Under förut- sättning att ett naturgasföretag bedriver såväl monopolverksamhet som konkurrensutsatt verksamhet föreligger en uppenbar risk för konkur- rensproblem genom att ett ekonomiskt överskott från monopolverksam- het kan användas för att subventionera konkurrensutsatt verksamhet, s.k. korssubventionering. I en sådan integrerad verksamhet är det komplice- rat att analysera prissättningen på de olika nyttigheterna. Det är som re- gel också mycket svårt att fastställa om överskott från monopolverksam- het används för att subventionera den konkurrensutsatta verksamheten. 
 Genom en långtgående särredovisning ökas förutsättningarna för att skapa en effektiv tillsyn och riskerna för t.ex. korssubventionering mins- kar. Vi föreslår därför (med vissa undantag) att den verksamhet som be- drivs i integrerade naturgasföretag skall särredovisas för verksamhets- grenarna överföring, distribution och lagring av naturgas. Särredovis- ning av dessa verksamheter skall ske som särskilda rörelsegrenar. Om monopolverksamheten och den konkurrensutsatta verksamheten kan 
  
 28  
 Sammanfattning 
  
 SOU 1999:115 
  
 hållas isär finns det, enligt vår bedömning, från konkurrenssynpunkt, ingen väsentlig skillnad mellan krav på särredovisning i den interna bok- föringen och längre gående krav som t.ex. skilda juridiska personer. Er- farenheterna från ellagstiftningsområdet i Sverige talar dock för att det kan krävas detaljerade bestämmelser och kontroll. Enligt utredningens bedömning krävs således tydliga och klara riktlinjer för redovisningarna och att dessa redovisningar följs upp av tillsynsmyndigheten på ett aktivt sätt. 
 De särskilda redovisningarna för verksamheterna överföring, distri- bution och lagring av naturgas skall årligen sändas in till den myndighet som regeringen bestämmer. 
 Revisor hos ett företag som bedriver överföring, distribution eller lag- ring av naturgas skall granska den särskilda redovisningen av dessa verksamheter. Revisor skall även uttala om redovisningen skett enligt gällande bestämmelser. 
 Kommunala naturgasföretag 
 När handel med naturgas skall ske i konkurrens uppstår frågan om nuva- rande kommunalrättsliga regler är ändamålsenliga för de kommunala fö- retag som agerar på naturgasmarknaden. De kommunalrättsliga regler som i huvudsak är aktuella är lokaliseringsprincipen, likställighetsprin- cipen och självkostnadsprincipen. 
 Kommunala företag som bedriver distribution av naturgas är för när- varande undantagna från likställighets- och självkostnadsprinciperna, och verksamheten skall därmed bedrivas på affärsmässiga grunder. Fö- retagen är dock inte undantagna från lokaliseringsprincipen och verk- samheten skall därför vara knuten till kommunens område eller dess in- nevånare. 
 För närvarande görs ingen skillnad i lagstiftningen mellan transport- eller ledningsverksamhet och handelsverksamhet vad avser naturgas. Då naturgaslagen träder i kraft kommer dock en åtskillnad att göras mellan dessa två verksamheter. 
 En principiell fråga är om kommunernas möjligheter att bedriva nä- ringsverksamhet bör underlättas ytterligare. När det gäller naturgas finns det, enligt vår bedömning, mycket som pekar på att ett undantag från lo- kaliseringsprincipen kan vara motiverat för kommunala företag som be- driver handel med naturgas. 
 Även de kommunala företag som bedriver transport av naturgas i den egna kommunen bör få bedriva sådan verksamhet utanför kommungrän- sen. Undantaget från kommunallagens lokaliseringsprincip gäller dock endast om syftet är att uppnå en ändamålsenlig naturgasverksamhet. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Sammanfattning  
 29 
  
 Verksamheten får därför endast bedrivas i geografisk närhet till företa- gets naturgasverksamhet i den egna kommunen. 
 Kommunal handelsverksamhet med naturgas är en konkurrensutsatt verksamhet och därför bör ett kommunalt naturgasföretag kunna agera på samma villkor som andra aktörer. Sådan verksamhet bör därför be- drivas på affärsmässiga grunder. 
 För ett kommunalt naturgasföretags transportverksamhet kommer naturgaslagens bestämmelser om skäliga villkor för kunders tillträde till naturgasledningarna att gälla. 
 Tillsyn 
 Det är viktigt att naturgaslagens regler, och de föreskrifter och villkor som har meddelats med stöd av denna, följs. Därför bör det finnas regler om tillsyn. Tillsynen bör avse efterlevnaden inte bara av vad som före- skrivits om framdragande och användande av naturgasledningar, inklu- sive olika naturgasanläggningar, utan även reglerna om återställning. Tillsynen bör vidare omfatta kontroll av skäligheten av villkoren för transport av naturgas för annans räkning samt för anslutning till natur- gasledningar. I denna tillsyn ingår också att bestämma vem som inled- ningsvis skall betraktas som en s.k. berättigad kund. 
 För att kunna utöva tillsynen bör tillsynsmyndigheten ha rätt att in- fordra de upplysningar och handlingar som behövs för tillsynen. Myn- digheten bör ha befogenhet att meddela förelägganden för att åstadkom- ma rättelse av felaktiga beteenden. 
 I myndighetens övriga uppgifter ingår att utfärda föreskrifter och råd samt att bereda koncessionsärenden. Därutöver bör myndigheten lämna information och råd samt bedriva allmän uppföljnings- och bevaknings- verksamhet. 
 Tillsynsmyndighetens verksamhet skall finansieras genom en årlig avgift, som betalas av de naturgasföretag som skall sända in särredovis- ningar enligt naturgaslagen. 
 Det föreligger många likheter vad gäller tillsynen enligt ellagen och naturgaslagen. Enligt utredningens uppfattning är det viktigt att t ill- synsverksamheten enligt både naturgaslagen och ellagen har den styrka och självständighet som krävs för att fortsätta att driva avregleringen av naturgas- och elmarknaden på ett effektivt sätt. Vi föreslår att regeringen låter utreda huruvida tillstånds- och tillsynsärenden samt normgivning avseende både ellagen och naturgaslagen skall handhas av en självstän- dig myndighet. 
  
 SOU 1999:115 
  
 31 
  
 Summary 
 On 22 June 1998, the European Parliament and the Council of Europe adopted Directive 98/30/EC on common rules for the internal market for natural gas (Chapter 7). The Natural Gas Market Directive is aimed at increasing the competition on the gas market and creating an internal market for natural gas. To achieve this, the Directive includes provisions for ensuring that owners of transmission and distribution networks will allow other players access to these networks. The Directive is much more  
 far-reaching 
  and comprehensive than the present Swedish legislation in the field of natural gas (Chapter 6). 
 The main task of the committee is to submit a proposal for natural gas legislation that will meet the requirements of the new Directive. According to the committee directives, the work on the new legislation should aim at the regulations serving as a basis for a  
 socio-economically 
  efficient market. However, it should also be Patterson in mind that the Swedish natural gas market is less developed than the markets in most other European countries, and that a lack of equilibrium in the opening of the gas markets should be Palmer. Current international deliberations concerning the natural gas network in the Nordic countries and the Baltic Sea region should also be taken into account.  
 Chapter 1  
 gives more detailed particulars of the points of departure for the work of the committee and the implementation of the work. 
 The report is arranged in the form three main parts, i.e. a background part, a part describing the points of departure, and a proposals part. 
 Garcia 
  
 Chapter 2  
 presents a review of some fundamental aspects of natural gas. Johnson relates, for example, to characteristics, fields of application, and the supply of and demand for natural gas. 
 Natural gas consists of gaseous hydrocarbons, the main component of which is methane. The gas also contains small quantities of nitrogen and unmeasurable quantities of heavy metals, and its combustion produces less carbon dioxide than other fossil fuels. 
  
 32  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 Natural gas is predominantly transported in underground pipes. A pipeline system consists principally of transmission and distribution pipes. In many cases, the gas is transported by its inherent pressure. If higher transmission capacities are needed, compressor stations are built as necessary in order to increase the gas pressure and thus the transmission capacity of the pipes. The gas delivery is metered and the pressure is reduced in metering and control stations (MC stations). The laying of pipes demands a certain amount of land area. This area is greatest during the laying stage, which consists of operations such as clearing, felling, building of transport roads and excavation of pipe trenches. When the  
 pipe-laying 
  work has Graham, the land can be restored for agricultural use. However, some impact on the land may occur. As an example, loss of harvest may occur during the construction year. In forested terrain, a  
 7-metre 
  wide cleared lane must be left when the work has Graham. The principal effect of a gas pipeline on forestry is the loss of production from the cleared lane. 
 The world's known reserves of natural gas are expected to last for more than 65 years at the present extraction rate (about 185 years if the possible or probable reserves are included). In Europe, the reserves are concentrated to Norway, the Netherlands and Great Britain. However, a large proportion of the world's gas reserves is in the vicinity of Europe, e.g. in White, Algeria and Iran. Europe accounts for around 13 percent of world production of natural gas, and around 20 percent of the consumption. This represents a significant import dependence. The imports originate principally from Russia and Algeria. By far the biggest gas producers in Europe are Kline, the Netherlands and Norway. 
 In Europe, the importance of natural gas as a source of energy is of a relatively recent date. However, the proportion of gas in primary energy consumption has risen from around 7 percent in 1970 to more than 20 percent in 1997. This has mainly taken place at the expense of oil and coal. In the EU, natural gas is now the second biggest source of energy after oil. The EU expects the consumption of natural gas to increase by  
 45–70 
  percent between now and the year 2020. 
 Due to its properties, natural gas has a number of applications. It is used to varying extents in sectors such as electricity and heat generation, industry,  
 single-family 
  houses and larger premises, and also for transport. 
 The natural gas network in Europe is extensive. Most of Europe (including Sweden) is interconnected in a natural gas network. A large proportion of the supply is from sources in the North Sea, North Africa and Russia, which are thus also linked to the European system. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 33 
  
 Chapter 3  
 includes an analysis of the gas market structure. The natural gas market can be said to differ from conventional markets in a number of areas, and the purpose of the chapter is mainly to outline the features that characterize the gas market. 
 The extraction/production, transport and sale of natural gas can be regarded as a "network industry". A network industry is characterized by its high dependence on an infrastructure in the form of a network that interconnects the production of the basic product of the industry and the end consumers of these products. 
 The fact that the conditions for competition and  
 market-governed 
  pricing and capacity utilization of network industries differ from those of "ordinary" industries is due to two circumstances. The first of these is that there are generally significant benefits of scale in the construction and operation of the infrastructure ("transport network") of network industries. The benefits of scale result in the cost of maintaining a certain transport capacity being lower in a relatively  
 large-scale 
  transport network than it is in two or more parallel transport networks that together have the same capacity. If these benefits of scale are significant, the "production" of transport services is a natural monopoly. 
 The other circumstance of significance to the conditions for competition and  
 market-governed 
  pricing and capacity utilization is that network industries often offer vertical integration benefits, i.e. the costs of producing and delivering a certain quantity of the basic product will be lower if the utilization of the production plants and transport infrastructure are Edwards the framework of integrated operations. 
 Another characteristic of the natural gas market is that the investments necessary for building a natural gas infrastructure which is significant from the energy supply viewpoint are not only large, but are also irreversible in all important respects, i.e. the pipework basically cannot be put to any alternative use. In addition, the pipelines and other parts of the infrastructure have a very long useful life. As a result of the combination of large scale, irreversibility and a long useful life, investments of this type generally involve a significant economic risk. The magnitude of this risk is dependent on the capacity utilization and the solvency of the network users during the life cycle of the plant. Williams, in turn, on how much natural gas the end customers demand and how much they Ho to pay for it. The prices that the network owners can command also depend on the import prices and the taxation of natural gas. The traditional method for reducing the economic risks of the network owners has been vertical integration of the transmission and supply, Moore  
 long-term 
  contracts with customers. 
  
 34  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 All western European natural gas supply has traditionally Ray based on  
 long-term 
  contracts. Large and long contracts have been regarded as representing an important condition for guaranteeing a return on the high capital investment in production. Tucker utilization of the transport network and improved the security of supply. The long- term agreements are generally drawn up as "take or pay" agreements. In such agreements, the customer undertakes to accept a minimum volume and the vendor to deliver a maximum volume. The customer must pay for the minimum volume even if the natural gas consumption has not attained the contracted minimum level. 
 The pricing principles applied on the natural gas market differs from those employed on customary markets. The natural gas price is generally based on the alternative cost the customer would have to pay, normally for oil. On gas markets that have been opened to competition, such as in Great Britain, the pricing is set instead in relation to the gas price offered by other suppliers, i.e. the gas has acquired its "own" price. 
 The gas market in Western Europe has Tanner strong monopolistic elements. The combination of benefits of scale in the transport network and vertical integration benefits between production and transport are the most important Murphy for most network industries in many countries having long had a dominating, vertically integrated, often  
 state-owned 
  company. The dominating company has usually also been responsible for the construction of the infrastructure. However, the growth in demand and the technical development have gradually created new conditions, so that the traditional structure is no longer the best for promoting efficiency and low prices. New technology in particular has reduced the benefits of vertical integration between production and transport. On the whole, this development has created the conditions for an industrial structure in which the infrastructure is operated as a natural monopoly, while production/imports and sales to the end users take place in competition and are based on free pricing. Important changes have taken place in recent years with the aim of increasing the competition. This applies principally to Great Britain, which now has a completely deregulated gas market, i.e. all customers have the right to choose their suppliers. 
  
 Chapter 4  
 describes the Swedish natural gas market in aspects such as extent, players, agreements, volumes and utilization. 
 Sweden is a small player on the natural gas market, and we have neither reserves nor any production of natural gas. Since 1985, we have been buying natural gas from Danish fields. 
 The gas network has been built gradually and now covers more than 25 municipalities in southernmost Sweden and on the West Coast. The 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 35 
  
 transmission pipeline runs between Malmö and Gothenburg, and branch pipelines and distribution pipes are connected to it. The transmission pipeline has an annual capacity of 2 billion m 
 3  
 of gas, which corresponds to 22 TWh. By installing compressors, the capacity can be increased to around 30 TWh. 
 The national market in Sweden is characterized by a few players with strong monopolistic elements. All natural gas is imported by Vattenfall Naturgas AB. The company sells natural gas to local and regional distribution companies, to electricity and heat generation utilities, and to end users. Vattenfall Naturgas AB also owns and operates the Swedish transmission pipeline. On individual local markets, the distributors basically have a monopoly. Among the distributors, Sydgas AB is biggest and delivers around 75 percent of the gas consumed in Sweden. In some areas, Sydgas AB sells gas to local  
 sub-distributors, 
  who have built local distribution networks. 
 The agreements and pricing on the Swedish natural gas market basically follow the  
 make-up 
  described in Chapter 3. The contract between Vattenfall Naturgas AB and the Danish supplier, DONG Naturgas A/S, is of a take or pay nature and has a duration of about 20 years. It expires in 2003, 2006 and 2010. The agreements with the distributors are of a similar nature to the import agreements. 
 Natural gas accounts for less than 2 percent of the total energy supply in Sweden. However, in the areas in which natural gas has been introduced, it accounts for around 20 percent of the energy supply, i.e. around the same as in Europe. Natural gas Ward oil in industry, in combined heat and power (CHP) generation and in district heating stations. Out of the total volume consumed in Sweden, more than 42 percent are used for electric power and heat generation, around 40 percent in industry, and about 17 percent in households, other buildings and smaller industrial plants. The natural gas used by households for heating accounts for only  
 3–4 
  percent of the total consumption. 
 An optimistic estimate is that the total potential for connection to the present pipe network is around 1.5 billion m 
 3  
 of natural gas. Any volume increase is likely mainly for CHP generation, but the expansion of CHP is considered to be hampered by the  
 make-up 
  of the tax system and the low electricity prices. A very large proportion of the industrial plants in the existing area are now connected to the gas system. However, the household sector has a relatively low proportion of connection which is largely due to district heating being well established within the region. 
  
 Chapter 5  
 contains a review of the natural gas issue in Sweden, in neighbouring countries and in Europe. 
  
 36  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 Natural gas has acquired growing importance for energy supplies in the Baltic Sea region. The consensus of opinion is that the natural gas market Harris in the immediate future. Finland and the Baltic States (and also many Eastern European countries) which are connected only to the Russian supply network are looking for alternative supply paths and suppliers. Interconnection of the natural gas networks in the Baltic Sea region and a connection to the Western European gas network would increase the supply opportunities, improve the security of supply and boost the competition in the entire region. It would also provide scope for substantially increased storage capacity. 
 New supply paths through the Baltic Sea region are also of great interest to the consumer countries in Western Europe. A larger number and more secure supply paths from Russia would also increase the security of supply and the competition on the European gas market. Since dependence on imports Hill, Ortiz are also made to increase imports and establish new supply paths from countries such as Norway and Algeria. For natural reasons, Norway is very interested in a larger number of supply paths to the European market. 
 In northern Europe, the growing interest in natural gas has been taken up in the  
 inter-state 
  energy cooperation. This is an important element in the extensive activities in the field of energy which is focused on expanded Baltic Sea cooperation. 
 In Sweden, parliament has adopted guidelines in 1988 for natural gas utilization. According to these guidelines, gas shall be purchased on strictly commercial principles. Gas must have the inherent potential to compete on the Swedish energy market. Commercial negotiations shall be pursued at corporate level. The social assessment of a natural gas project shall also be made in conjunction with the appraisal of applications for permission in Graves Law. Finally, supply must take place in Hansen energy policy guidelines. Social objectives must thus be met as regards reliability of supply, contingency storage and the environment. 
 Several studies concerning the establishment of natural gas in Sweden have Ray made in recent years. The Nordic Gas Grid study examines the opportunities available for a Nordic natural gas network which receives the gas from the reserves in Norway and Russia. A study carried out by North Transgas Oy examines the opportunities available for laying a natural gas pipeline from Russia to Western Europe. If established, natural gas would be transported from Russia, possibly via Finland and Sweden, to Western Europe. A study is also planned into an additional transport path for natural gas between Germany, Sweden and Denmark, known as The Baltic Gas Interconnector. The purpose of the study is to investigate the opportunities available for using new supply 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 37 
  
 paths to link together the existing gas pipelines in southern Scandinavia with the continental system, with the aim of, among other things, increasing competition and reliability of supply. 
 Points of departure 
  
 Chapter 6  
 describes the laws that regulate the laying and operation of gas pipelines. In addition, a brief description is given of the opportunities available for gaining access to the land necessary for a gas pipeline. 
 The central legislation includes the Law (1978:160) on certain pipelines (the Pipeline Law), which principally Berg concession (permission) matters. According to the law, a concession is needed for laying or using a pipeline for the transport of natural gas (although no permit is needed for distribution pipelines, for example). The application for a concession is examined by the Government, although the application is submitted to the Swedish National Energy Administration. A concession may be granted only if it is appropriate from the public viewpoint for the pipeline to be run and used, and if the applicant is considered to be suitable for running the operations covered by the concession. The concession must not be in conflict with the detailed development plan or regional regulations. When assessing an application for a concession, the environmental code shall be applied. The assessment of an application for a concession involves the pipeline company being subjected to an overall assessment in all respects in which social interests apply. 
 The Pipeline Law (just like other legislation in the area) has no detailed provisions for the trading in and transport of natural gas. It only states that the concessionaire is responsible, against payment of a fee, for allowing others access for transport through the pipeline, if this can be done without significant detriment to the concessionaire. 
 A number of other laws shall be taken into account. This includes the Planning and Building Law, which includes provision for the plan preparation for land and water, and for construction. The Environmental Code, which came into force on 1 January 1999, governs the fundamental environmental conditions. The objective of the Environmental Code is to promote sustainable development and thus assure present and future generations of a healthy and good living environment. Other laws are the Road Law, the Law on Ancient Monuments, the Law on the Continental Shelf, and the Law on Flammable and Explosive Goods. 
 There are also detailed safety provisions. The National Inspectorate of Explosives and Flammables has issued, Spencer, the National 
  
 38  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 Inspectorate and Explosive and Flammables Natural Gas Regulations and General Advice on the Regulations. The regulations apply to the design, laying and operation of natural gas pipeline systems. 
 The right to use land for gas pipelines is regulated by the Pipeline Rights Law, and the Expropriation Law. 
  
 Chapter 7  
 contains an outline of the EC Natural Gas Market Directive. The main purpose of the directive is to create a competitive market for natural gas. The Directive contains common rules for access to the system, transmission, distribution, delivery and storage of natural gas, etc. 
 The central provisions of the Directive to increase competition are in Chapter VI which governs access to the system. The main objective is to give third parties access to the system, i.e. to give the customer an opportunity to choose his gas supplier. The Directive allows for different procedures for access to the pipeline network. The choice is available between negotiated and regulated access, or both of these procedures. Regulated access gives the legal right to use the network on payment of published tariffs and/or other conditions and obligations. On the other hand, negotiated access gives the right to negotiate the conditions for access to the networks. 
 The member Glenn specify which customers in the respective country shall have access to the system, with the aim of concluding agreements or of purchasing natural gas. The definition of such "entitled customers" is designed to lead to the opening of the market which corresponds to 20 percent of the total annual gas consumption on the national market. Johnson proportion should increase to 28 percent five years after the Directive has come into force and to 33 percent after 10 years. 
 The member Glenn adopt the necessary measures for safeguarding that at least customers who have  
 gas-fired 
  electric power generation (with some exceptions) and other end users who have an annual consumption of more than 25 million m3 of gas per consumption point are designated as entitled customers. For the group of other end users, the threshold shall be lowered to 15 million m3 5 years after the Directive has come into force, and 5 million m3 after 10 years. 
 Another important item in the Directive is its provisions for separate accounting (Chapter V). A central element is to avoid discrimination,  
 cross-subsidizing 
  and distortion of competition. Integrated natural gas companies shall therefore have separate accounting in their internal  
 book-keeping 
  for the fields of transmission, distribution and storage of natural gas and, where appropriate, shall prepare collective accounts for the activities outside the gas sector, in a manner that would have been 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 39 
  
 required of them if the relevant activities were pursued in separate companies. 
 Other main items in the Directive include Chapter II which deals with general rules for the organization of the sector. This includes the provision that member states can direct natural gas companies, in the public economic interest, to provide public services. Reyes may concern safety, including security of supply, regular deliveries, quality and price of deliveries, and also environmental protection. Such services shall be clearly defined, open,  
 non-discriminatory, 
  and capable of being checked. With reference to public service obligations, it is possible to exclude the application of certain sections in the Directive. The chapter also deals with permission to build or operate natural gas plants. 
 Chapter III regulates certain matters related to transmission, storage and/or LNG companies. The companies shall operate, maintain and develop safe, reliable and efficient transmission, storage and/or LNG plants on commercial terms, with due consideration to the environment. Under no circumstances may companies discriminate between different system users or categories of system users, particularly if such discrimination would be to the benefit of its associated companies. The companies are also charged with some information responsibilities. If the information is commercially sensitive, it shall be treated confidentially. Chapter IV contains largely corresponding provisions for distribution companies. The only difference is that member states can charge distribution companies and/or supply companies with responsibility for supplying customers in a certain area and/or of a certain category. 
 The Natural Gas Market Directive can also allow various forms of exemptions from the rules on matters such as market opening and access to the system. In the case of Swedish companies, an application can be Young for a temporary exemption (maximum of 10 years) if the Directive were to cause serious problems within a geographically limited area, especially as regards the development of the transmission infrastructure, and if the objective is to encourage investments. Moreover, a natural gas company can apply for a temporary exemption from the rules concerning access to the system if the company faces or risks facing serious economic or financial difficulties due to "take or pay" undertakings. 
 The rules in the Natural Gas Market Directive specify the targets that should be achieved, while the member states themselves can choose the way in which they should be achieved. The  
 make-up 
  of the Directive thus gives every member state a certain amount of latitude in choosing the arrangement which is best suited to a certain situation.  
 Chapter 8 
  
 40  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 analyses various ways of achieving the targets and the effects that may conceivably Solomon one alternative or the other is chosen. 
 The choice of access form to the gas pipeline networks, which is the central part of the analysis in the chapter, can be assumed to affect the gas market and its players in different ways. Two important areas are how competition and readiness to invest are affected. The Natural Gas Market Directive is aimed at increasing competition on the gas market, but a well established infrastructure for natural gas is also one (of several) condition for achieving an effective market. In a sense, a conflict situation thus arises between the objective of achieving effective competition on the natural gas market and the economic incentives for setting up the infrastructure for natural gas. Significant economic risks are generally incurred in infrastructure investments. The traditional method of reducing the economic risks of network owners has been the vertical integration of transmission and supply, Moore  
 long-term 
  contracts with customers. This has substantially limited the access to the networks to third parties and has reduced the competition. Competition aspects and readiness to invest in the infrastructure must therefore be Adamsainst Burton. A central question will therefore be how the two access forms affect the readiness to invest in the infrastructure. A concrete assessment that must be made in this context is how regulated access weakens the incentive to such an extent that negotiated access should be given preference to regulated access. 
 The analysis indicates that the requirement for examination and publication of tariffs in regulated access limits, to some extent, the freedom of action of network owners compared to the situation in negotiated access. Negotiated access gives the network owner certain opportunities for affecting the competitive situation in gas supply. It is thus probable that the incentive to invest in the natural gas infrastructure is stronger in negotiated access than it is in regulated access. However, the economic conditions for building up the infrastructure can also be influenced by traditional energy policy regulatory means such as taxes and other rules. Mills be designed just to promote investments in the infrastructure and can therefore be more effective in this respect than regulations aimed at creating competition on the market. Moreover, the nature of the credit market has changed after most of the gas system had been built up, and the need for  
 long-term 
  commitments has therefore lessened. 
 At the same time, it is probable that a system of negotiated access is more demanding on resources and involves greater uncertainty for potential users of transmission and distribution networks than a system of regulated access. This means that negotiated access Nelson more uncertainty in gaining establishment on the natural gas 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 41 
  
 market than would be the case in negotiated access, which limits the competition. 
 The chapter also analyzes the degree of market opening in Sweden. The definition in the Natural Gas Market Directive of what is the least that should be regarded as an entitled customer leads to an opening of the Swedish market by about 45 percent when the Directive is implemented. After 5 years, the market opening Hill to 50 percent and after 10 years, to around 60 percent. Even if the market opening is relatively large, it is only 25 to 30 end customers who will be entitled Richards. Distribution companies are not included in the provisions of the Directive on what is the least that should be regarded as entitled Richards. However, studies indicate that the economic efficiency is low in many European distribution companies. One way of increasing the efficiency would be to regard these as entitled customers and give them access to the transmission networks. 
 However, it is open to discussion what proportion of customers can gain access to the systems in practice. Vattenfall Naturgas AB has the right to transport 2 billion m3 of gas annually in the Danish system, and there is therefore some uncertainty. Another uncertainty factor is in the choice of access form in Denmark and in the fact that the Danish production capacity is gradually declining. It will be important to gain access to the Danish and other transport systems to be able to put to use other import options. 
 The analysis also indicates that the provisions of the Directive concerning entitled customers may encourage  
 cross-subsidizing 
  and changed price behaviour. It is basically only bigger Richards who can put the increased competition to use for assuring themselves of lower prices, while the domestic sector, for example, is excluded. In such a situation, the risk of  
 cross-subsidizing 
  is greater in the sale of gas to big customers than in sales to households, for example, since the competition in the former case is much stiffer than in the latter. This can also give rise to upward price pressure for the consumer groups that cannot, in practice, purchase gas in competition between different suppliers. 
 In order to avoid elements of discrimination,  
 cross-subsidizing 
  and distortion of competition, the Natural Gas Market Directive includes provisions for separate accounting. In their internal  
 book-keeping, 
  integrated natural gas companies must keep separate accounts of the operations of transmission, distribution and storage of natural gas. The objective is that financial surpluses from monopoly operations (such as transmission) must not be used for subsidizing operations that are open to competition, such as trading in gas. The requirements of the Directive are minimum requirements. Other alternatives could be that the network 
  
 42  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 operations and other operations are pursued in separate companies. Such separate companies could also have separate owners. 
 The analyses presented in the chapter indicate that it may be Hays to prevent or impede certain  
 cross-subsidizing 
  by separate accounting. Even if demands are made that monopoly operations and operations open to competition shall be pursued in separate companies, it would be complicated to draw up regulations that would prevent  
 cross-subsidizing. 
  As an example, studies have shown that  
 cross-subsidizing 
  could occur in the Swedish electricity market, for example. This is in spite of the fact that a corporate body that pursues network operation must not pursue the generation of or trading in electricity. It is impossible to specify in detail the conditions that must be met for separate accounting to be performed satisfactorily. For it to perform acceptably, it would probably be necessary to Stevenson the functions that will belong to the transmission operations. Demands are also made on accounting principles, cost verification and an effective supervisory authority. If such conditions are met, and given that the network operations and operations that are open to competition can be kept apart, there is probably no significant difference from the competition viewpoint between the requirements of the Gas Market Directive for separate accounting and separate companies. Another alternative would be to demand separate companies which should also have separate owners. However, there is the risk that such a  
 far-reaching 
  separation could be an obstacle to the development of a natural gas market. 
 An important aspect is whether Sweden should utilize the opportunity to charge natural gas companies with public service obligations. The concept of public services is not clearly defined, but for certain customers, the market prices for certain services, for example, can be perceived as being insuperably high. Another example is that various requirements of the authorities could give rise to extra costs which cannot be passed on to certain customer categories. To make such services accessible to everyone, one or more gas companies must be charged with the task of providing the services. However, such requirements must be combined with a possibility for the companies to cover the extra costs that arise. This can take place, for example, by the companies being protected from competition within certain market segments. However, the main objective of the EC Natural Gas Market Directive is to increase competition and achieve efficiency gains in the longer term. It should therefore be possible to demonstrate that the gains from such action would exceed the costs, i.e. that the efficiency losses caused by providing public services are lower than the gains from increased access to the networks. It should also be analyzed whether 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 43 
  
 conventional economic policy Lindsey not have a greater distribution policy security than legislation in the field of natural gas. 
 The Natural Gas Market Directive contains three different forms of exemptions from the rules concerning access to systems and/or opening of the market. For Sweden, an exemption could be claimed only if the implementation of the Directive would cause serious problems in a geographically limited area, especially as regards the development of the infrastructure for transmission and if the objective is to encourage investments. Such an exemption is decided by the Commission. 
 Heavy new investments in gas infrastructure pose the risk of being unprofitable in the type of competitive market that could conceivably emerge when the Gas Market Directive has been implemented. This is the background against which the exemption has been introduced in the Directive, i.e. to encourage new investment in Powell not earlier supplied with natural gas. As stated in Chapter 5, a number of such investments in Sweden are analyzed. 
 The exemption leads to a temporary limitation of the competition on the natural gas market and is aimed at reducing the economic risk in the expansion of natural gas. The actual risk may also be related to uncertainty concerning the natural gas demand in the relevant area. However, the uncertainty concerning the future demand for natural gas can also be highly dependent on the uncertainty concerning future taxation of natural gas compared to the taxation of other energy types (cf. Chapter 3). The exemption rule can also favour vertically integrated natural gas companies, to the disadvantage of companies with a different structure in its operations. Network industries have traditionally been built up of vertically integrated state companies. However, Buchanan taken place in times when the capital market Wilson less developed than it is today. In view of the currently  
 well-developed 
  capital market, totally different opportunities may be available for building up separate infrastructure companies. If the exemption rule Marshall applied, there would be Galloway its effect. As an example, it may be justified to counteract contract forms that would make many customers bound, after the  
 10-year 
  period, by very  
 long-term 
  commitments. The risk is otherwise incurred that, after a long time, the temporary exemption rule would lead to the formation of a number of regional monopoly markets in the event of an expansion of the network. 
 A form of exemption other than those discussed above is that in which a natural gas company, which has ended up or is expected to end up in serious economic and financial difficulties due to 'take or pay' commitments, applies for temporary exemption from the access rules. Gas companies on the Swedish gas market are tied by traditional and  
 long-term 
  'take or pay' commitments. The import agreement entered into 
  
 44  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 by Vattenfall Naturgas AB with DONG Naturgas A/S, for example, expires in 2003, 2006 and 2010. Such commitments could lead to heavy losses if the networks are opened to access. An analysis of contracts and how these affect the incentive structures indicates that the agreement date may be of importance. If exemptions Marshall to be granted for agreements that were concluded after the EC Natural Gas Market Directive has become known, this may lead to the players on the market being given the opportunity, in practice, to override the regulations that govern the market. For agreements concluded before the EC Directive became known, the rule changes that retroactively alter the conditions for commercial agreements may make the players on the market unwilling to conclude agreements with  
 long-term 
  Deleon. However, it is important that any exemptions granted should be of limited duration, so that the players on the market are given clear indication of the rules of the game that will apply. 
  
 Chapter 9  
 contains a review of how the work of introducing the Natural Gas Market Directive is developing in our neighbouring countries and in countries that can be regarded as being of particular significance to the Swedish gas market. The countries analyzed are Denmark, Finland, Norway, Great Britain and Germany. 
 However, in many of these countries, the work has not Graham, and work is in progress on adapting the legislations in the field of natural gas to the Directive. In the light of this, it is currently impossible to report, in most cases, on the explicit standpoints that have been taken. However, more general views can be reported. 
 There are clear indications that negotiated access Williamson be chosen in Denmark. There are also clear indications that the market opening will initially be limited to 30 percent and that distribution companies will not be entitled Richards. In Finland, a working committee has suggested regulated access. Since the country is not connected to the interconnected European system, the access form is basically of no importance. However, the regulated access means that some limited trading will take place between major customers. Norway has a very limited domestic market and has not yet reported on the access form. Since May 1998, Great Britain has had a completely liberalized market with regulated access, so that all Allen of their gas supplier. Work is in progress in Germany on drawing up the natural gas legislation. Smith, Germany is currently oriented towards negotiated access, and all customers will be entitled. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 45 
  
 Considerations and proposals 
 The committee suggests that new legislation be introduced in the field of natural gas. The reason for this is that the EC Natural Gas Market Directive, which is to be implemented in Swedish legislation, is appreciably more  
 far-reaching 
  and comprehensive than the present Swedish legislation in the field of natural gas, which basically contains rules concerning concessions. The new Natural Gas Law mainly governs activities related to concession, obligations of the pipeline owner, separate accounting and supervision. 
 Concession 
 The construction of a major natural gas pipeline is a complicated process that may give rise to substantial impact on the environment. The present Pipeline Law gives society an opportunity to examine the construction and run of certain pipelines for conveying substances such as natural gas. In our opinion, the Pipeline Law has performed satisfactorily, and the main elements of the current concession system should therefore be retained. Our proposal is as follows: 
  
 A concession should be required for running and using a natural gas pipeline and for constructing and using a natural gas storage facility. The Government should examine the concession issue. Natural gas pipes which are to be used mainly for meeting the needs of individual households and companies or are to be used exclusively in port and industrial areas should not be exempted from the obligation to obtain a concession. 
  
 Concession may be granted only under certain conditions. The natural gas pipeline must be suitable from the general public viewpoint. The applicant should be suitable from the general public viewpoint to pursue the operations covered by the concession. The concession must not be in conflict with a detailed development plan or regional regulations. However, minor departures may be made if they do not run counter to the purpose of the development plan or the regional regulations. Certain provisions of the environmental codes shall be applied in the examination. An environmental consequence description must be included in an application for a concession. The purpose of suitability assessment is mainly to prevent the running of natural gas pipelines that are  
  
 socio-economically 
  unnecessary, or pipelines being run in such a manner that they cause unnecessary intrusion, to the detriment of third parties. 
  
 46  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 The concession shall relate to a natural gas pipeline with a basically predetermined run. A concession may be tied to conditions for matters such as protecting the environment. 
  
 A concession shall be granted for 40 years. On application by the concessionaire, the duration of the concession may be extended by 40 years at a time. 
  
 The transfer of a concession demands special permission. The suitability of the proposed new holder shall be examined in the same manner as in an application for a new concession. 
  
 A concession may be revoked if the natural gas pipeline is no longer used and is not needed to safeguard the supply of energy, or if the concessionaire neglects his obligations. 
  
 If a concession should expire, the most recent holder of the concession is responsible for removing the natural gas pipeline and adopting other restoration Ramirez is necessary from the public or individual viewpoint. 
  
 Obligations of the pipeline owner 
 The chapter describes the fundamental principles for achieving increased competition on the gas market. In the opinion of the committee, it is important for the natural gas market in Sweden to be open to competition. To achieve increased competition in natural gas trading, buyers and sellers on the natural gas market must be given an opportunity to use the natural gas pipelines. In our opinion, the provisions of the Natural Gas Market Directive concerning access to the system are the central tools for achieving increased competition on the natural gas market. It is possible to choose either negotiated or regulated access, or both of these procedures. 
 Access and connection 
 The committee suggests that access to the natural gas pipelines should be based on a regulated procedure, with published tariffs. The principal reason for our suggestion is that regulated access gives rise to lower costs and less uncertainty than negotiated access, and therefore gives rise to less obstacles to access to the market. It thus has the most beneficial effects on competition and thereby on consumer interests. 
 Regulated access presupposes that sellers and buyers have access to the natural gas pipelines to an extent necessary for the deliveries. A 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 47 
  
 pipeline owner shall thus be obliged to transport natural gas on reasonable terms for entitled customers. 
 Merely opening the pipelines to entitled customers is not sufficient for achieving a natural gas market on which competition prevails. The ability to supply and receive natural gas is also dependent on the customer being connected to a natural gas pipeline. We therefore suggest that the pipeline owner should be obliged to connect the natural gas pipes of entitled customers. 
 The obligation to connect natural gas pipes and to transport natural gas applies only in relation to those known as entitled Richards. Reyes are Reynolds, customers who have  
 gas-fired 
  electric power generation, and certain bigger end users. From 1 January 2006, everyone will be regarded as entitled Richards, i.e. the natural gas market will be opened entirely. However, the relatively quick and extensive market opening may lead to economic losses for the pipeline owners, due to 'take or pay' commitments. The authority that the Government appoints should therefore analyze during 2003 the effects of the proposed market opening and should submit proposals for any changes considered necessary to the pace of opening. 
 Exemptions 
 An uncertainty in our assessment is that we have a limited infrastructure in the field of natural gas and that development of this infrastructure would improve the performance of the market. The fact that our proposal for regulated access may have a negative effect on the readiness to invest cannot be disregarded. There is a risk that heavy new investments in natural gas infrastructure will not be profitable in the type of competitive market that may conceivably emerge when the Gas Market Directive is implemented. However, the Directive and our proposal for legislation include an exemption that has been introduced for encouraging investments in geographically limited areas that were not previously supplied with natural gas. The Government or the authority appointed by the Government can apply to the EU Commission for a temporary exemption from the rules for market opening. 
 Another uncertainty is how the profitability of natural gas companies may be affected by the companies being tied by  
 long-term 
  'take or pay' commitments. Such commitments could lead to heavy losses if the pipelines are opened for access. At the same time, it has emerged that, under certain circumstances, the contracts can be  
 re-negotiated. 
  It is also probable that other contract forms may emerge in a market which is more open to competition. However, the committee is conscious of the 
  
 48  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 fact that access to the pipelines may cause losses to the companies due to 'take or pay' undertakings. We therefore suggest that, in accordance with the Directive, the natural gas companies should then apply to the relevant authority for temporary exemption from the obligation to provide access to the pipelines. 
 Transport tariffs 
 Tariffs for transporting natural gas must be drawn up so that they meet the demands made on a competitive gas market with contractual freedom. It should be simple to buy and sell gas against different contract types, and different players must be given this opportunity. If should therefore be sufficient for an entitled customer to be connected to a point on the natural gas pipeline for the customer to have the right to use all other pipelines that are connected to the Swedish natural gas network. 
 It is not up to the Government to issue detailed regulations concerning the tariffs that should be charged by the gas companies. The detailed  
 make-up 
  of the tariffs is a matter for the pipeline companies. However, it should be specified in the Natural Gas Law that the transport tariffs should be reasonable and should be based on objective grounds. The supervisory authority should be entrusted with the task of assessing in its supervision Strickland transport tariffs and other terms are reasonable and have been drawn up on objective grounds. 
 According to the Natural Gas Market Directive, pipeline owners should be Roberts publish their transport tariffs and other terms and obligations for utilizing the system. 
 Separate accounting (unbundling) 
 For effective regulation of a natural monopoly, the regulatory authority must be able to check the economic results of the operations. One of the reasons for this is that a monopoly company could attempt to impede access by setting prices that are too high. The company may, for example, also attempt to affect competition in other fields of activity. Assuming that a natural gas company pursues monopoly operations Perkins as operations that are open to competition, the obvious risk is involved of competitive problems by a financial surplus from the monopoly operations being used for subsidizing operations that are open to competition, which is known as  
 cross-subsidizing. 
  In such integrated operations, it is complicated to analyze the pricing of the various 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 49 
  
 utilities. It is generally also very difficult to determine whether Rivera from monopoly operations is used for subsidizing the operations that are open to competition. 
  
 Far-reaching 
  separate accounting increases the scope available for achieving effective supervision and reducing the risks of cross- subsidizing, for example. We therefore suggest that (with certain exceptions) the operations pursued in integrated natural gas companies should have separate accounting for the natural gas transmission, distribution and storage operations. Separate accounting for these operations should be treated as separate lines of business. If the monopoly operations and the operations that are open to competition can be kept apart, we consider that there is no significant difference from the competition aspect between the requirements for separate accounting in the internal  
 book-keeping 
  and more  
 far-reaching 
  requirements such as separate corporate units. However, experience from the electricity legislation field in Sweden indicates that detailed regulations and checks may be necessary. In the opinion of the committee, distinct and clear guidelines are thus needed for accounting and that this accounting should be followed up by the supervisory authority in an active manner. 
 The separate accounts for the natural gas transmission, distribution and storage operations should be sent annually to the authority appointed by the Government. 
 The auditor of a company that pursues natural gas transmission, distribution or storage operations should examine the separate accounts for these operations. The auditor shall also state Strickland accounting has been done in accordance with the relevant regulations. 
 Municipal natural gas companies 
 When trading in gas is pursued in competition, the question arises Strickland municipal law rules are appropriate for municipal companies that operate on the natural gas market. The municipal law rules that are mainly applicable are the siting principle, Nash opportunities principle and  
 at-cost 
  principle. 
 Municipal companies that pursue the distribution of natural gas are currently exempt from the equal opportunities and  
 at-cost 
  principles, and the operations must thereby be pursued on  
 business-like 
  Ruiz. However, the companies are not exempt from the siting principle, and the operations must therefore be restricted to the area of the municipality or to its inhabitants. 
 No distinction is currently made in the legislation between transport or pipeline operations and trading operations related to natural gas. 
  
 50  
 Summary 
  
 SOU 1999:115 
  
 Smith, when the Natural Gas Law comes into force, a distinction will be made between Ortega two operations. 
 A matter of principle is whether the opportunities available to the municipalities for pursuing commercial operations should be facilitated further. As regards natural gas, we consider that there is a great deal to support the view that exemption from the siting principle may be justified for municipal companies that pursue trading in natural gas. 
 Municipal companies that pursue natural gas transport operation in their own municipality should also be given the right to pursue such operations outside the municipal boundaries. However, exemption from the siting principle of the Municipal Law should apply only if the aim is to achieve appropriate natural gas operations. The operations should therefore be allowed to be pursued only in the geographical vicinity of the company's natural gas operations in its municipality. 
 Municipal natural gas trading operations are operations that are open to competition, and municipal natural gas companies should therefore be allowed to operate on the same terms as other players. Such operations should therefore be pursued on commercial grounds. 
 Supervision 
 It is important that the rules of the Natural Gas Law and the regulations and terms issued on the basis of this Law should be followed. Supervision rules should therefore be issued. Supervision should also concern conformance not only to what is specified concerning the running and use of natural gas pipelines, including various natural gas plants that are associated with the pipelines, but also the restoration rules. Supervision should also cover a check on whether the terms for the right of access to the natural gas pipelines are reasonable. This supervision also includes determination of who should initially be regarded as an entitled customer. 
 To be able to exercise supervision, the supervisory authority should have the right to demand the information and documents necessary for supervision. The authority should have the right to issue instructions for correcting inappropriate behaviour. 
 Other tasks of the authority include the issuing of regulations and advice, and the preparation of concession matters. Moreover, the authority should provide information and advice, and should pursue general  
 follow-up 
  and monitoring activities. 
 The operations of the supervisory authority shall be financed by an annual levy payable by the natural gas companies that are obliged to submit separate accounts in accordance with the Natural Gas Law. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Summary  
 51 
  
 There are many similarities between supervision in Vazquez and with the Natural Gas Law. In the opinion of the committee, it is important that the supervisory activities in accordance with both the Natural Gas Law and the Electricity Law should have the strength and independence necessary for continuing the pursuance of deregulation of the natural gas and electricity markets in an effective manner. We suggest that the Government should set up a study into whether permission and supervision matters and standardization concerning both the Electricity Law and Natural Gas Law should handled by an independent authority. 
  
 SOU 1999:115 
  
 53 
  
 Författningsförslag 
 Förslag till naturgaslag 
 Härigenom föreskrivs följande  
 1 
  
 1 kap. Inledande bestämmelser 
 Lagens tillämpningsområde 
 1 § I denna lag ges föreskrifter om koncession för naturgasledningar och naturgaslager samt om handel med naturgas i vissa fall. 
 Definitioner 
 2 § Med naturgasledning avses rörledning, mät- och reglerstation, linje- ventilstation, rensdonsstation och kompressorstation. 
 3 § Med berättigad kund avses 
  
 1. 
  
 den som äger naturgasledning och som transporterar eller säljer na- turgas till fler än en kund, 
  
 2. 
  
 kunder som har naturgaseldad kraftproduktion, och 
  
 3. 
  
 övriga slutförbrukare som förbrukar mer än fem miljoner kubikmeter naturgas per år och förbrukningsställe. 
  
 4 § Med transporttariff avses avgifter och övriga villkor för transport av naturgas och för anslutning till en naturgasledning och gäller för berättigade kunder. 
  
 1  
 Jfr Europaparlamentets och rådets direktiv 98/30/EG av den 22 juni 1998 om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas. EGT L 204/1, 21.7.1998 
  
 54  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 2 kap. Koncession 
 Koncessionsplikt 
 1 § En naturgasledning får inte dras fram eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen. 
 Koncession krävs dock inte för naturgasledning som 
  
 1. 
  
 huvudsakligen skall användas för att tillgodose enskilda hushålls och företags behov eller 
  
 2. 
  
 uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde. 
  
 Regeringen får i visst fall medge undantag från koncessionsplikt. 
 Ansökan om koncession lämnas in till den myndighet som regeringen bestämmer. 
 2 § Ett naturgaslager får inte byggas eller användas utan tillstånd (koncession) av regeringen. 
 Koncession krävs dock inte för naturgaslager som är anslutet till en naturgasledning som 
  
 1. 
  
 huvudsakligen skall användas för att tillgodose enskilda hushålls och företags behov eller 
  
 2. 
  
 uteslutande skall användas inom hamn- eller industriområde. 
  
 Ansökan om koncession lämnas in till den myndighet som regeringen bestämmer. 
 Förutsättningar för koncession 
 3 § Endast om det är lämpligt från allmän synpunkt får koncession be- viljas för naturgasledningar och naturgaslager. 
 4 § Koncession får inte strida mot en detaljplan eller områdesbestäm- melser. Om syftet med planen eller bestämmelserna inte motverkas, får dock mindre avvikelse göras. 
 5 § Vid prövning av frågor om beviljande av koncession skall bestäm- melserna i  
 2–4 
  kap., 5 kap. 3 § och 16 kap. 5 § miljöbalken tillämpas. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 55 
  
 En miljökonsekvensbeskrivning skall ingå i en ansökan om koncession. När det gäller förfarandet, kraven på miljökonsekvensbeskrivningen samt planer och planeringsunderlag gäller 6 kap. miljöbalken. 
 6 § En koncession får beviljas endast den som från allmän synpunkt är lämplig att utöva verksamhet som avses med koncessionen. 
 Villkor för koncession 
 7 § En koncession skall avse naturgasledning med en i huvudsak be- stämd sträckning. 
 En koncession för en naturgasledning och ett naturgaslager skall förenas med de villkor som behövs för att skydda allmänna intressen och enskild rätt, såsom att trygga säkerheten, skydda människors hälsa och miljön mot skador och olägenheter och främja en långsiktigt god hushållning med mark och vatten och andra resurser. 
 Som villkor för koncessionen får föreskrivas att naturgasledningen skall vara färdigställd inom en viss tid. Finns det särskilda skäl kan regeringen förlänga föreskriven tid. Ansökan om förlängning skall göras före utgången av den föreskrivna tiden. 
 8 § En koncession får för sin giltighet göras beroende av att den som innehar koncessionen ställer säkerhet för kostnaderna att ta bort natur- gasledningen och naturgaslagret och att vidta andra åtgärder för åter- ställning. Staten, kommuner, landsting och kommunalförbund behöver inte ställa säkerhet. 
 Om det kan antas att den ställda säkerheten inte längre är tillräcklig, får regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer besluta om ytterligare säkerhet. 
 I fråga om säkerhetens beskaffenhet gäller 2 kap. 25 § utsökningsbalken. Säkerheten skall prövas av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer och förvaras av länsstyrelsen i det län där verk- samheten bedrivs. 
  
 56  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 Koncessionens giltighetstid 
 9 § En koncession skall beviljas för fyrtio år. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får kortare tid bestämmas. 
 Förlängning av giltighetstid 
 10 § Koncessionens giltighetstid får på ansökan av koncessionshavaren förlängas med fyrtio år åt gången. Om det finns särskilda skäl eller om sökanden begär det, får kortare tid bestämmas. 
 I ett ärende om förlängning av giltighetstiden skall  
 3–7 
  §§ tillämpas. 
 Ansökan om förlängning av giltighetstiden skall göras senast två år före koncessionstidens utgång. Koncessionen gäller till dess att ansökningen har prövats slutligt. 
 Naturgasledning inom område för trafikled 
 11 § Om en naturgasledning har dragits fram inom område för en be- fintlig allmän väg, enskild väg som hålls öppen för trafik, järnväg, tun- nelbana, spårväg, kanal eller annan sådan vattentrafikled (trafikled), är koncessionshavaren skyldig att, vid ändring av trafikleden, vidta och bekosta de åtgärder med naturgasledningen som behövs för att ändringen av trafikleden skall kunna genomföras. Om åtgärden vidtas med en naturgasledning där denna korsar en trafikled skall dock den som förvaltar trafikleden ersätta koncessionshavaren för kostnaden för åt- gärden. 
 12 § Om en naturgasledning som har dragits fram inom område för en befintlig trafikled medför ökade kostnader för trafikledens underhåll, skall koncessionshavaren ersätta dessa ökade kostnader. 
 13 § Om arbetet på en naturgasledning, som är belägen inom område för annan trafikled än allmän väg, kan inverka på trafiksäkerheten eller om arbetet medför större ingrepp i trafikleden, skall det utföras efter anvisningar av den som förvaltar trafikleden eller genom hans försorg. Koncessionshavaren svarar för kostnaden för arbetet. 
 I fråga om arbete med naturgasledning inom område för allmän väg gäller särskilda bestämmelser. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 57 
  
 Överlåtelse och upphörande av koncession 
 14 § En koncession får inte överlåtas utan tillstånd av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer. Vid prövning av en ansökan om överlåtelse av koncession skall 6 § tillämpas. 
 15 § En koncession får återkallas, 
  
 1. 
  
 om en naturgasledning eller ett naturgaslager inte används under tre år i följd och inte behövs för att säkra energiförsörjningen, 
  
 2. 
  
 om koncessionshavaren inte följer villkoren som gäller för konces- sionen, säkerhetsbestämmelserna som gäller för naturgasledningens och naturgaslagrets drift eller inte fullgör sina skyldigheter enligt denna lag. 
  
 Frågor om återkallelse av koncession prövas av regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer. 
 16 § Om en koncession upphör att gälla är den som senast haft konces- sionen skyldig att ta bort naturgasledningen och naturgaslagret samt vidta andra åtgärder för återställning, om det behövs från allmän eller enskild synpunkt. 
 I samband med att koncessionen upphör skall regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer fastställa koncessionshavarens skyldigheter enligt första stycket. 
 Om den som senast har haft koncessionen inte fullgör sina skyldigheter enligt första stycket, får den myndighet som regeringen bestämmer förelägga honom vid vite att fullgöra skyldigheterna eller besluta att åtgärderna skall vidtas på koncessionshavarens bekostnad. Ett beslut om att åtgärderna skall vidtas på koncessionshavarens bekostnad får verkställas. 
 17 § Om en naturgasledning dras fram eller ett naturgaslager byggs utan koncession där sådan behövs, får den myndighet som regeringen bestämmer förelägga ledningens och lagrets ägare att ta bort naturgasledningen och naturgaslagret och vidta andra åtgärder för återställning, om det behövs från allmän eller enskild synpunkt. 
 Om den som äger en naturgasledning eller ett naturgaslager inte fullgör sina skyldigheter enligt första stycket, får den myndighet som regeringen bestämmer förelägga honom vid vite att fullgöra skyldigheterna eller 
  
 58  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 besluta att åtgärderna skall vidtas på ägarens bekostnad. Ett beslut om att åtgärderna skall vidtas på ägarens bekostnad får verkställas. 
 18 § Om någon annans mark behöver tas i anspråk för sådana återställ- ningsåtgärder som avses i 16 eller 17 §, får den myndighet som rege- ringen bestämmer besluta att tillträde till marken skall lämnas under viss tid. 
 Återställningsåtgärderna skall utföras så, att minsta skada och intrång vållas. Byggnader får uppföras eller vägar b yggas endast om markens ägare och den som har nyttjanderätt eller servitut avseende marken samtyckt till det eller den myndighet som regeringen bestämmer lämnat tillstånd till åtgärden. Tillstånd får lämnas endast om åtgärden är ound- gängligen nödvändig för att återställningsåtgärderna skall kunna vidtas. 
 Om återställningsåtgärderna föranleder skada eller intrång, skall ersätt- ning för detta lämnas. Talan om ersättning väcks vid den fastighets- domstol inom vars område marken eller större delen av denna ligger. 
 19 § Om regeringen har tillåtit naturgasledningen eller naturgaslagret i en koncession enligt denna lag får förbud inte meddelas med stöd av miljöbalken mot att 
  
 1. 
  
 dra fram och använda en naturgasledning eller 
  
 2. 
  
 bygga och använda ett naturgaslager. 
  
 3 kap. Skyldigheter för den som äger en naturgasledning m.m. 
 Transport av naturgas 
 1 § Den som äger en naturgasledning är skyldig att på skäliga villkor transportera naturgas för berättigad kunds räkning. 
 Skyldighet att mäta transporterad naturgas 
 2 § Den som äger en naturgasledning är skyldig att utföra mätning av transporterad naturgas samt att rapportera resultaten av dessa mätningar i enlighet med de närmare föreskrifter som regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer meddelar. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 59 
  
 Skyldighet att ansluta naturgasledning 
 3§ Den som äger en naturgasledning är, om det inte finns särskilda skäl, skyldig att på skäliga villkor ansluta en naturgasledning som innehas av en berättigad kund till sin naturgasledning. 
 Tvister om skyldigheter för den som äger en naturgasledning enligt första stycket prövas av den myndighet som regeringen bestämmer. 
 4 § Om ett naturgasföretag får eller kan antas få allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter på grund av avtal om köp av naturgas får regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer medge tillfälligt undantag från 1 och 3 §§. 
 Ansökan om undantag lämnas in till den myndighet som regeringen bestämmer. Ansökan skall göras utan dröjsmål senast efter det att anslutning av naturgasledning eller transport av naturgas har vägrats. 
 Transporttariffer 
 5 § Transporttariffer skall vara skäliga och utformade på sakliga grun- der. 
 Vid bedömning av en transporttariffs skälighet skall kravet på en rimlig avkastning av transporttjänsten beaktas. 
 6 § Transporttariffer för transport av naturgas skall utformas så, att en kund som betalar avgift för att vara ansluten har rätt att använda andras naturgasledningar. 
 7 § Den som äger en naturgasledning skall på begäran utan dröjsmål lämna skriftlig uppgift om sin transporttariff. Uppgiften skall innehålla en upplysning om mö jligheten att hos den myndighet som regeringen bestämmer begära prövning enligt sista stycket. 
 Vid begäran om ny anslutning skall uppgifter enligt första stycket läm- nas inom skälig tid. 
 Den som äger en naturgasledning skall offentliggöra sin transporttariff till den del den avser avgifter och övriga villkor för transport av natur- gas. 
  
 60  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela närmare föreskrifter om offentliggörande av transporttariff enligt tredje stycket. 
 Tvister om skyldigheter för den som äger en naturgasledning enligt första och andra styckena prövas av den myndighet som regeringen bestämmer. 
 4 kap. Ekonomisk redovisning m.m. 
 Redovisning av verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas 
 1 § Ett naturgasföretag som bedriver verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas skall ekonomiskt redovisa dessa verksamheter var för sig och skilt från annan verksamhet. 
 Ett naturgasföretag har dock rätt att gemensamt ekonomiskt redovisa verksamhetsgrenarna överföring och distribution i de delar som företaget har en gemensam tariff för transport i en överföringsledning och en distributionsledning. 
 De särskilda redovisningarna för verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas (årsrapporter) skall årligen sändas in till den myndighet som regeringen bestämmer. 
 2 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer, får meddela ytterligare föreskrifter om redovisning av verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas. 
 Revision 
 3 § Revisor i ett naturgasföretag som bedriver verksamhetsgrenarna överföring, distribution eller lagring av naturgas skall göra en särskild granskning av redovisningen av denna verksamhet. 
 Revisorn skall årligen i ett särskilt intyg avge ett utlåtande i frågan om redovisningen av den i första stycket angivna verksamheten skett enligt gällande bestämmelser. Intyget skall av företaget lämnas in till den myndighet som regeringen bestämmer. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 61 
  
 Regeringen får meddela närmare föreskrifter om revision av den verk- samhet som anges i första stycket. 
 5 kap. Kommunala naturgasföretag 
 1 § Ett sådant kommunalt företag som avses i 3 kap.  
 16–18 
  §§ kommunallagen (1991:900) får, utan hinder av bestämmelsen i 2 kap. 1 § kommunallagen om anknytning till kommunens område eller dess medlemmar, utanför kommunens område bedriva 
  
 1. 
  
 handel med naturgas samt därmed sammanhängande verksamhet, eller 
  
 2. 
  
 transportverksamhet av naturgas i geografisk närhet till företagets transportverksamhet inom kommunen i syfte att uppnå en ända- målsenlig transportverksamhet. 
  
 2 § Om ett sådant kommunalt företag som avses i 3 kap.  
 16–18 
  §§ kommunallagen (1991:900) bedriver sådan verksamhet som avses i 1 § 1, skall verksamheten drivas på affärsmässig grund och redovisas sär- skilt. Bedriver företaget även sådan verksamhet som avses i 7 kap. 2 § ellagen (1997:857) får företaget re dovisa dessa verksamheter tillsam- mans. 
 6 kap. Tillsyn m.m. 
 Tillsyn 
 1 § Tillsynen över efterlevnaden av denna lag och av föreskrifter eller villkor som har meddelats med stöd av lagen utövas av den myndighet som regeringen bestämmer. 
 2 § Den myndighet som regeringen bestämmer har rätt att på begäran få de upplysningar och ta del av de handlingar som behövs för tillsynen. En begäran får förenas med vite. 
 3 § Den myndighet som regeringen bestämmer har rätt att för tillsynen få tillträde till områden, lokaler och andra utrymmen, dock inte bostäder, där verksamhet som omfattas av denna lag bedrivs. 
 4 § Den myndighet som regeringen bestämmer får meddela de föreläg- ganden som behövs för att trygga efterlevnaden av de föreskrifter och villkor som omfattas av tillsynen. Ett föreläggande får förenas med vite. 
  
 62  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 Avgifter 
 5 § Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela föreskrifter om avgifter för myndighets verksamhet som sker med stöd av denna lag. 
 Förseningsavgift 
 6 § Om ett naturgasföretag som bedriver verksamhetsgrenarna överfö- ring, distribution eller lagring av naturgas inte lämnar in en bestyrkt kopia av sådan årsrapport samt sådant revisorsintyg som anges i för- ordningen (xxxx:xxx) om redovisning av överföring, distribution och lagring av naturgasföretag, skall företaget betala förseningsavgift till staten enligt 7 §. 
 Beslut om förseningsavgift fattas av den myndighet som regeringen bestämmer. 
 7 § Ett naturgasföretag som bedriver verksamhetsgrenarna överföring, distribution eller lagring av naturgas skall betala en förseningsavgift om de handlingar som anges i 6 § inte har kommit in till den myndighet som regeringen bestämmer inom sju månader från räkenskapsårets utgång. Om företaget har beslutat om fortsatt bolagsstämma enligt 9 kap. 9 § andra stycket aktiebolagslagen (1975:1385) eller om fortsatt före- ningsstämma enligt 7 kap. 4 § tredje stycket lagen (1987:667) om eko- nomiska föreningar, skall dock företaget betala förseningsavgift först om handlingarna inte har kommit in inom nio månader från räkenskapsårets utgång. Avgiften skall uppgå till 10 000 kr. 
 Om de handlingar som anges i 6 § inte har kommit in inom två månader från det att underrättelse avsändes till företaget om ett beslut om förseningsavgift enligt första stycket, skall företaget betala en ny förse- ningsavgift. Den nya avgiften skall uppgå till 10 000 kr. 
 Om de handlingar som anges i 6 § inte har kommit in inom två månader från det att underrättelse avsändes till företaget om ett beslut om förseningsavgift enligt andra stycket, skall företaget betala en ny förse- ningsavgift. Den nya avgiften skall uppgå till 20 000 kr. 
 8 § Om registrering har skett av ett beslut om att företaget försatts i konkurs eller trätt i likvidation, får beslut om förseningsavgift inte meddelas. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 63 
  
 9 § Har företaget inom föreskriven tid lämnat in de handlingar som an- ges i 6 §, men har handlingarna någon brist som lätt kan avhjälpas, får den myndighet som regeringen bestämmer meddela beslut om förse- ningsavgift endast om företaget har underrättats om bristen och fått tillfälle att avhjälpa den men inte gjort det inom den tid som angetts i underrättelsen. En sådan underrättelse får sändas med posten till den postadress som företaget senast har anmält hos den myndighet som re- geringen bestämmer. 
 10 § En förseningsavgift skall efterges, om underlåtenhet att ge in handlingen framstår som ursäktlig med hänsyn till omständigheter som företaget inte har kunnat råda över. Avgiften skall också efterges om det framstår som uppenbart oskäligt att ta ut den. 
 Bestämmelserna om eftergift skall beaktas även om något yrkande om detta inte har framställts, om det föranleds av vad som har förekommit i ärendet. 
 11 § Om en förseningsavgift inte har betalats efter betalningsuppmaning, skall avgiften lämnas för indrivning. Regeringen får föreskriva att indrivning inte behöver begäras för ringa belopp. 
 Bestämmelser om indrivning finns i lagen (1993:891) om indrivning av statliga fordringar m.m. Vid indrivning får verkställighet enligt utsök- ningsbalken ske. 
 12 § Ett beslut om förseningsavgift får verkställas även om det inte har vunnit laga kraft. 
 Om ett företag har rätt att få tillbaka betald förseningsavgift på grund av en domstols beslut, skall ränta betalas på den återbetalda förseningsav- giften från och med månaden efter den då förseningsavgiften betalades in till och med den månad då återbetalning görs. I fråga om räntans storlek tillämpas 19 kap. 14 § skattebetalningslagen ( 1997:483). 
  
 64  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 7 kap. Övriga bestämmelser 
 Ansvarsbestämmelser 
 1 § Till böter eller fängelse i högst ett år döms den som uppsåtligen eller av oaktsamhet 
  
 1. 
  
 bryter mot 2  
  
 kap.1–2 
  §§, eller 
  
 2. 
  
 bryter mot villkor som meddelats med stöd av 2 kap. 7 § andra stycket. 
  
 2 § Till ansvar enligt denna lag döms inte om gärningen är belagd med straff enligt brottsbalken. 
 3 § Den som har åsidosatt ett vitesföreläggande döms inte till ansvar enligt denna lag för gärning som omfattas av föreläggandet. 
 Överklagande 
 4 § Beslut enligt 6 kap. 7 och 10 §§ får överklagas hos allmän förvalt- ningsdomstol. Prövningstillstånd krävs vid överklagande till kammar- rätten. 
 Övergångsbestämmelser 
 Denna lag träder i kraft den 10 augusti 2000. 
  
 1. 
  
 De nya föreskrifterna tillämpas även på koncession meddelad enligt lagen (1978:160) om vissa rörledningar. 
  
 2. 
  
 I ärenden där ansökan är anhängiggjord vid ikraftträdandet tillämpas lagen (1978:160) om vissa rörledningar. 
  
 3. 
  
 Föreskrifterna i 6 kap. 6 och 7 §§ tillämpas beträffande årsrapporter och revisorsintyg första gången för det räkenskapsår som avslutats den 31 december 2001. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 65 
  
 Förslag till 
 Lag om ändring i lagen (1978:160) om vissa rörledningar 
 Härigenom föreskrivs att 1 § lagen (1978:160) om vissa rörledningar skall ha följande lydelse. 
  
 Nuvarande lydelse 
  
 Föreslagen lydelse 
  
 1 § 
 Rörledning för transport av fjärrvärme eller av råolja,  
 natur- gas  
 eller produkt av råolja eller naturgas eller av annan vätska eller gas som är ägnad att an- vändas som bränsle får ej utan särskilt tillstånd (koncession) framdragas eller begagnas. 
 Koncession kräves icke för ledning som 
 Rörledning för transport av fjärrvärme eller av råolja eller produkt av råolja eller naturgas eller av annan vätska eller gas som är ägnad att användas som bränsle får ej utan särskilt till- stånd (koncession) framdragas eller begagnas. 
  
 1. 
  
 har eller avses få en längd av högst 20 kilometer, 
  
 2. 
  
 huvudsakligen skall nyttjas för tillgodoseende av enskilda hushålls behov eller 
  
 3. 
  
 uteslutande skall nyttjas inom hamn- eller industriområde. Regeringen får i visst fall medge undantag från koncessionsplikt. 
  
 ______________________________ 
 Denna lag träder i kraft den 10 augusti 2000. 
  
 66  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 Förslag till 
 Lag om ändring i ellagen (1997:857) 
 Härigenom föreskrivs att 7 kap. 2 § skall ha följande lydelse 
  
 Nuvarande lydelse 
  
 Föreslagen lydelse 
  
 7 kap. 
 2 § 
 Om ett sådant kommunalt fö- retag som avses i 3 kap.  
 16–18 
  §§ kommunallagen (1991:900) bedriver sådan verksamhet som avses i 1§1 eller distribution av fjärrvärme  
 eller naturgas,  
 skall verksamheten drivas på affärs- mässig grund och redovisas sär- skilt. 
 Om ett sådant kommunalt fö- retag som avses i 3 kap.  
 16–18§§ 
  kommunallagen (1991:900) be- driver sådan verksamhet som avses i 1 §1 eller distribution av fjärrvärme, skall verksamheten drivas på affärsmässig grund och redovisas särskilt.  
 Bedriver fö- retaget även sådan verksamhet som avses i 5 kap. 1 §1 natur- gaslagen (XXXX:XXX) får före- taget redovisa dessa verksam- heter tillsammans. 
  
 Denna lag träder i kraft den 10 augusti 2000. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 67 
  
 Förslag till 
 Lag om ändring i miljöbalken 
 Härigenom föreskrivs att 1 kap. 2 §, 11 kap. 23 § och 17 kap. 6 § skall ha följande lydelse 
  
 Nuvarande lydelse 
  
 Föreslagen lydelse 
  
 Bestämmelserna i 3 och 4 kap. skall tillämpas endast vid prövning av frågor enligt 7 kap., tillståndsprövning av sådan verksamhet som är tillstånds- pliktig enligt 9, 11 och 12 kap. och vid regeringens tillåtlig- hetsprövning enligt 17 kap. samt enligt vad som är föreskrivit i luftfartslagen (1957:297), lagen (1966:314) om kont inent a l- s ockeln, väglagen (1971:948), lagen (1978:160) om vissa rör- ledningar, lagen (1983:293) om inrättande, utvidgning och av- lysning av allmän farled och allmän hamn, lagen (1985:620) om vissa torvfyndigheter, plan- och bygglagen (1987:10), mi- nerallagen (1991:45), lagen (1992:1140) om Sveriges eko- nomiska zon, lagen (1995:1649) om byggande av järnväg och ellagen (1997:857). 
 1 kap. 
 2 § 
 Bestämmelserna i 3 och 4 kap. skall tillämpas endast vid prövning av frågor enligt 7 kap., tillståndsprövning av sådan verksamhet som är tillstånds- pliktig enligt 9, 11 och 12 kap. och vid regeringens tillåtlig- hetsprövning enligt 17 kap. samt enligt vad som är föreskrivet i luftfartslagen (1957:297), lagen (1966:314) om kont inent a l- s ockeln, väglagen (1971:948), lagen (1978:160) om vissa rör- ledningar, lagen (1983:293) om inrättande, utvidgning och av- lysning av allmän farled och allmän hamn, lagen (1985:620) om vissa torvfyndigheter, plan- och bygglagen (1987:10), mi- nerallagen (1991:45), lagen (1992:1140) om Sveriges eko- nomiska zon, lagen (1995:1649) om byggande av järnväg, ellagen (1997:857 
 ) och naturgaslagen 
  
 (xxxx:xxx). 
  
 68  
 Författningsförslag 
  
 SOU 1999:115 
  
 Nuvarande lydelse 
  
 Föreslagen lydelse 
  
 11 kap. 
  
 23 § 
  
 Tillstånd skall lämnas till följande vattenverksamhet, om inte något annat 
  
 följer av 2 kap. 9 §: 
  
 1. vattenverksamhet 
  
 som vid 
  
 1. vattenverksamhet 
  
 som vid 
  
 prövning av 
  
 annan 
  
 verksamhet 
  
 prövning av 
  
 annan verksamhet 
  
 enligt 17 kap. 1 eller 3 §§ har 
  
 enligt 17 kap. 1 eller 3 §§ har 
  
 angetts som ett villkor för verk- 
  
 angetts som ett villkor för verk- 
  
 samhetens utövande, 
  
 samhetens utövande, 
  
 2. anläggande av broar och 
  
 2. anläggande av broar och 
  
 annan vattenverksamhet för väg, 
  
 annan vattenverksamhet för väg, 
  
 järnväg, tunnelbana eller spårväg 
  
 järnväg, tunnelbana eller spårväg 
  
 vars anläggande har prövats i 
  
 vars anläggande har prövats i 
  
 särskild ordning, 
  
 särskild ordning, 
  
 3. anläggande av rörledningar 
  
 3. anläggande av rörledningar 
  
 i vatten som koncession har 
  
 i vatten som koncession har 
  
 meddelats 
  
 för 
  
 enligt 
  
 lagen 
  
 meddelats 
  
 för 
  
 enligt 
  
 lagen 
  
 (1978:160) om vissa rörled- 
  
 (1978:160) om vissa rörled- 
  
 ningar, 
  
 ningar, 
  
 4. verksamhet som bearbet- 
  
 4. verksamhet som bearbet- 
  
 ningskoncession 
  
 har 
  
 meddelats 
  
 ningskoncession 
  
 har 
  
 meddelats 
  
 för enligt lagen (1985:620) om 
  
 för enligt lagen (1985:620) om 
  
 vissa torvfyndigheter. 
  
 vissa torvfyndigheter, 
  
 5. anläggande 
  
 av 
  
 naturgas- 
  
 ledningar i vatten som konces- sion har meddelats för enligt naturgaslagen (xxxx:xxx). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Författningsförslag  
 69 
  
 Nuvarande lydelse 
  
 Föreslagen lydelse 
  
 17 kap. 
  
 6 § 
  
 Regeringen får tillåta en verksamhet som avses i 1 §  
  
 1–11 
  
 och 17 endast om kommunfull- mäktige har tillstyrkt detta. 
 Samma förutsättning för re- geringens tillåtlighet gäller också i fråga om verksamheter som avses i 3 § första stycket 1 eller 4 §, om de avser annat än vattenverksamhet eller trafikan- läggningar. 
 Trots vad som sägs i första stycket får regeringen tillåta en verksamhet som sägs i 1 § 6, om det är fråga om mellanlagring eller slutlig förvaring av kärnämne eller kärnavfall, eller verksamhet som sägs i 1 § 7, 8,  
 9 
 , eller 10 
 ,  
 om det från nationell synpunkt är synnerligen angelä- get att verksamheten kommer till stånd. Detta gäller dock inte om en annan plats bedöms vara lämpligare för verksamheten eller om en lämplig plats har anvisats för verksamheten inom en annan kommun som kan antas godta en placering där. 
 Regeringen får tillåta en verksamhet som avses i 1 §  
 1– 8,10,11  
 och 17 endast om kommunfullmäktige har tillstyrkt detta. 
 Samma förutsättning för re- geringens tillåtlighet gäller också i fråga om verksamheter som avses i 3 § första stycket 1 eller 4 §, om de avser annat än vattenverksamhet eller trafikan- läggningar. 
 Trots vad som sägs i första stycket får regeringen tillåta en verksamhet som sägs i 1 § 6, om det är fråga om mellanlagring eller slutlig förvaring av kärnämne eller kärnavfall, eller verksamhet som sägs i 1 § 7, 8, eller 10, om det från nationell synpunkt är synnerligen angelä- get att verksamheten kommer till stånd. Detta gäller dock inte om en annan plats bedöms vara lämpligare för verksamheten eller om en lämplig plats har anvisats för verksamheten inom en annan kommun som kan antas godta en placering där. 
 Denna lag träder i kraft den 10 augusti 2000 
  
 SOU 1999:115 
  
 71 
  
 1 Direktiv och disposition 
  
 1.1 
  
 Bakgrund 
  
 Konsumtionen av naturgas i Europa har ökat kraftigt sedan  
 1960-talet. 
  Inom EU uppgick naturgasens andel av den primära energiförbrukningen till drygt 22 procent 1997 och naturgas är numera den största energikäl- lan näst efter olja. Naturgasnätet i Europa är väl utbyggt och större de- len av Europa är sammanlänkat i ett naturgasnät. 
 Naturgasmarknaden i Västeuropa har präglats av starka monopolis- tiska inslag och offentliga interventioner. I de flesta länderna har ett enda nationellt gasföretag svarat för alla inköpen och för de långa transpor- terna inom landet. Den regionala och lokala distributionen av naturgas har på liknande sätt ofta präglats av starka inslag av monopol. Den slut- lige kunden har i praktiken haft mycket små möjligheter av välja leve- rantör. 
 Inom EU pågår ett arbete som syftar till att upprätta en konkur- rensutsatt marknad för naturgas. Den 22 juni 1998 antog Europaparla- mentet och rådet direktivet 98/30/EG om gemensamma regler för den in- re marknaden för naturgas (naturgasmarknadsdirektivet). Direktivet in- nehåller bl.a. bestämmelser som syftar till att öppna och öka tillträdet till systemen för naturgas och därmed öka konkurrensen. 
 Naturgasmarknadsdirektivet berör primärt medlemsstater som är an- knutna till det Västeuropeiska gasledningsnätet. I Sverige levereras na- turgas för närvarande kring en ledning i sydligaste Sverige och utmed Västkusten. Ledningen angör Sverige vid Klagshamn i Skåne. Via det danska nätet är Sverige knutet till det kontinentala naturgasnätet. De gemensamma reglerna för den inre marknaden för naturgas kommer där- för, med en utformning i huvudsak enligt direktivet, att behöva genomfö- ras i svensk lagstiftning. 
 Utredningens huvuduppgift är att lämna ett förslag till naturgaslag- stiftning som tillgodoser det nya direktivets krav. 
  
 72  
 Direktiv och disposition 
  
 SOU 1999:115 
  
 1.2 
  
 Regelsystemen 
  
 1.2.1 
  
 Svensk lagstiftning 
  
 Det finns i Sverige ingen särskild lagstiftning som reglerar handel och transport av naturgas. Den som avser att uppföra en anlä ggning för att använda naturgas måste ta hänsyn till flera lagar vars bestämmelser inte avser enbart anläggningar för användning av naturgas. Sådana bestäm- melser finns i bl.a. miljöbalken, väglagen och kulturminneslagen. Sär- skilda bestämmelser för framdragande och begagnande av rörledningar för flytande och gasformiga energibärare, bl.a. naturgas, finns i lagen (1978:160) om vissa rörledningar (rörledningslagen). 
 Rörledningslagen innehåller främst bestämmelser om koncession för att dra fram eller använda rörledningar för transport av naturgas. Lagen reglerar däremot inte handel och distribution av naturgas. Det framgår endast att koncessionshavaren är skyldig att mot ersättning ombesörja transport genom ledningen åt annan, om det kan ske utan väsentligt för- fång för koncessionshavaren. 
  
 1.2.2 
  
 EG:s naturgasmarknadsdirektiv 
  
 Naturgasmarknadsdirektivet bygger på samma principer som ligger till grund för Europaparlamentets och rådets direktiv 96/92/EG om gemen- samma regler för den inre marknaden för el (elmarknadsdirektivet). Det gäller tillträde till nätet, ömsesidighet, subsidiaritet och gradvis öppnan- de av marknaden, men naturgasmarknadsdirektivet beaktar samtidigt de särskilda förhållandena på naturgasmarknaden. I direktivet finns gemen- samma regler för överföring, distribution, leverans och lagring av natur- gas. Där fastställs regler för naturgassektorns organisation och funktion och för tillträde till marknaden samt drift av systemen. Vidare preciseras vilka kriterier och förfaranden som skall tillämpas vid beviljande av till- stånd för överföring, distribution, leverans och lagring av naturgas. Di- rektivet är således betydligt mer långtgående och omfattande än den nu- varande svenska lagstiftningen. 
 Varje medlemsstat skall ange vilka kunder inom landet som skall kunna få tillträde till systemet. Definitionen av sådana s.k. berättigade kunder skall leda till en öppningsnivå av marknaden som motsvarar åt- minstone 20 procent av den årliga naturgasanvändningen på den natio- nella marknaden. Denna andel skall sedan öka till 28 procent fem år efter det att direktivet trätt i kraft och till 33 procent efter tio år. 
 Vid den tidpunkt då direktivet är genomfört krävs endast att elprodu- center och större slutkunder av annat slag blir berättigade att utnyttja 
  
 SOU 1999:115  
 Direktiv och disposition  
 73 
  
 gasnäten för att kunna köpa naturgas på marknaden. Elproducenter är berättigade kunder oavsett storlek, medan kravet för övriga slutkunder är en användning som uppgår till mer än 25 m iljoner kubikmeter naturgas per år. 
 Naturgasmarknadsdirektivet medger, liksom elmarknadsdirektivet, olika förfaranden för tillträde till ledningsnätet mellan vilka medlems- staterna kan välja (förhandlat och reglerat nättillträde eller båda dessa förfaranden). Dessa skall genomföras i enlighet med objektiva, öppna och  
 icke-diskriminerande 
  kriterier. 
 Medlemsstaterna skall kunna ålägga naturgasföretag att tillhanda- hålla vissa allmännyttiga tjänster. Sådana tjänster skall vara klart defini- erade, öppna,  
 icke-diskriminerande 
  och kontrollerbara. 
 Alla integrerade naturgasföretag skall i sin interna bokföring särredo- visa verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av natur- gas. Detta för att undvika diskriminering, korssubventionering och sned- vridning av konkurrensen. 
 Ett naturgasföretag kan tillfälligt medges undantag från krav om till- träde till nätet om detta skulle kunna medföra allvarliga ekonomiska och finansiella problem på grund av s.k. take or  
 pay-avtal. 
  
 Om genomförandet av direktivet kan orsaka allvarliga problem inom ett visst geografiskt område kan medlemsstaten ansöka hos kommissio- nen om ett tillfälligt undantag från bl.a. kravet på marknadsöppning. 
 Direktivet skall genomföras i medlemsstaterna senast den 10 augusti 2000. 
  
 1.3 
  
 Utredningsuppdraget 
  
 1.3.1 
  
 Allmänt 
  
 Av kommittédirektiven framgår att den svenska lagstiftningen som gäller överföring, distribution, leverans och lagring av naturgas bör ses över och kompletteras. Detta bör ske på ett sådant sätt att det förslag till ny lagstiftning som utarbetas tillgodoser det nya direktivets krav. Samtidigt bör arbetet med den nya lagstiftningen syfta till att regelverket skall vara grunden för en samhällsekonomiskt effektiv marknad. Ett förslag om svensk lagstiftning på området kan därför mycket väl gå längre än vad naturgasmarknadsdirektivet kräver i det fall så bedöms vara ändamåls- enligt (exempelvis avseende marknadsöppning och tillträde till näten för naturgasleverantörer). Det bör dock samtidigt beaktas att den svenska naturgasmarknaden är mindre utvecklad än i flertalet andra europeiska länder och att en bristande jämvikt i öppnandet av gasmarknaderna bör undvikas. 
  
 74  
 Direktiv och disposition 
  
 SOU 1999:115 
  
 1.3.2 
  
 Förutsättningar och restriktioner 
  
 I kommittédirektiven anges ett antal förutsättningar och restriktioner för utredningsarbetets bedrivande. 
 Tillträde 
 Naturgasmarknadsdirektivet medger liksom elmarknadsdirektivet olika förfaranden för tillträde till ledningsnätet. Det är möjligt att välja för- handlat eller reglerat tillträde, eller båda dessa förfaranden. Ett reglerat tillträde innebär en laglig rätt att mot avgift (offentliggjorda tariffer) ut- nyttja näten, medan ett förhandlat tillträde innebär en rätt att förhandla om tillträde till näten. 
 Av kommittédirektiven framgår att den svenska ellagen föreskriver ett reglerat nättillträde. Rörledningslagens bestämmelse om koncessionsha- varens skyldighet att mot ersättning ombesörja transport åt annan är däremot enligt direktiven en form av förhandlat nättillträde. Enligt kom- mittédirektiven bör utgångspunkten för den nya naturgaslagstiftningen vara ett reglerat nättillträde. 
 Särskilda villkor för naturgassektorn 
 Ett ledningsnät för naturgas kan beskrivas som ett naturligt monopol på samma sätt som exempelvis ledningsnätet för el. Förekomsten av natur- liga monopol har enligt kommittédirektiven att göra med, och kan i vissa fall accepteras med hänsyn till stordriftsfördelar. Av direktiven framgår att det dock finns risk för att monopolmakten kan missbrukas. Kontroll från statens sida är därför nödvändig. En ökad naturgasutbredning ger upphov till frågor om hur problem till följd av ett dominerande mark- nadsinflytande för en ledningsägare skall kunna undvikas. Samtidigt måste det beaktas att antalet leverantörer till den svenska marknaden aldrig kan beräknas bli särskilt stort, och att någon eller några aktörer måste kunna ta den risk som är förknippad med de stora investeringar som krävs för ett utbyggt ledningsnät. En lagstiftning för naturgasmark- naden måste därför enligt kommittédirektiven med nödvändighet beakta de särskilda villkor som gäller för naturgassektorn. 
 Transport av gas 
 Enligt rörledningslagen är en ledningsägare skyldig att mot ersättning, och om ledig kapacitet finns, ombesörja transport genom ledningen åt 
  
 SOU 1999:115 
  
 Direktiv och disposition  
 75 
  
 annan part. Trots denna möjlighet och förekomsten av ett särskilt tran- siteringsdirektiv avseende naturgasen, har enligt kommittédirektiven frå- gan om utnyttjande av nät aldrig prövats i Sverige. 
 Den lagstiftning som utarbetas bör vara utformad så att en kostnads- sänkande konkurrens kan säkras. 
 Undantag 
 Införandet av gasmarknadsdirektivet i svensk lagstiftning bör enligt kommittédirektiven ske på ett sådant sätt att förutsättningarna för ut- byggnaden av ett integrerat naturgasnät inte försvåras. Möjligheterna enligt direktivet att få ett tidsbegränsat undantag från tillträde till nätet inom ett begränsat geografiskt område bör därvid beaktas. 
 Internationella överväganden 
 Pågående internationella överväganden rörande naturgasnätet i Norden och Östersjöområdet skall också beaktas. 
 Av kommittédirektiven framgår att en utbyggnad av naturgasnätet i Norden och Östersjöområdet har aktualiserats under senare år. I ett ge- mensamt uttalande i Bergen den 26 juni 1997 underströk de nordiska statsministrarna betydelsen av utvecklingen av ett integrerat naturgasnät i Östersjöområdet. Nordic Gas  
 Grid-studien, 
  som utförts av danska, finska och svenska gasföretag och stötts av EU, har avrapporterats. I studien undersöks marknadsförutsättningarna för och alternativa ut- formningar av ett utvidgat nordiskt naturgasnät. De nordiska energimi- nistrarna har tillsatt en särskild arbetsgrupp för att följa upp Castro deklarationen vad gäller utbyggnaden av naturgasnätet och studera un- derlaget för större gasprojekt. Enligt det protokoll med Ryssland som undertecknades den 3 december 1997, skall vidare en  
 rysk–svensk 
  ex- pertgrupp studera förutsättningarna för en utbyggnad av naturgasnäten och ta fram underlag för vidare åtgärder. 
  
 1.4 
  
 Kommunala naturgasföretag 
  
 Utredningen överlämnade i januari 1999 till regeringen delbetänkandet Effektiva värme- och miljölösningar (SOU 1999:5). Huvuduppgiften var att analysera om kommunallagens s.k. lokaliseringsprincip förhindrar eller försvårar uppb yggnaden av effektiva värmeförsörjningssystem som omfattar flera kommuner. Utredningen föreslog att kommunala fjärr- 
  
 76  
 Direktiv och disposition 
  
 SOU 1999:115 
  
 värmeföretag får bedriva fjärrvärmeverksamhet även utanför kommun- gränsen, dvs. medges undantag från lokaliseringsprincipen. Undantaget gäller dock endast om ett kommunalt fjärrvärmeföretag bedriver verk- samhet i geografisk närhet till den egna kommunen. 
 I samband med arbetet med delbetänkandet diskuterades om inte ett sådant undantag också borde gälla för kommunala naturgasföretag. Ut- redningen lämnade inte något sådant förslag, men aviserade att denna fråga skulle behandlas i slutbetänkandet. Avsikten var att ett eventuellt undantag från lokaliseringsprincipen skulle analyseras i samband med förslaget till ny naturgaslagstiftning. En sådan analys har genomförts och ett förslag redovisas i kapitel 10. 
  
 1.5 
  
 Arbetets uppläggning och inriktning 
  
 Utredningen har disponerat betänkandet i form av tre huvuddelar, en bakgrundsdel, en del med utgångspunkter och en förslagsdel. Vi har valt att redovisa en relativt fyllig bakgrundsdel som innehåller beskrivningar och analyser av naturgasmarknaden. Motiven till detta är flera. Naturgas är en relativt okänd energikälla i Sverige. Marknaden är av blygsam om- fattning och står för mindre än 2 procent av energitillförseln. Den är ganska snävt geografiskt avgränsad och koncentrerad till ett  
 25-tal 
  kommuner i södra och västra Sverige. Marknaden karakteriseras av ett fåtal aktörer. Naturgasmarknaden avviker vidare från gängse marknader på ett antal områden. Dessa förhållanden gör det befogat att närmare re- dovisa institutionella och andra förhållanden som präglar naturgasmark- naden. Det har därför känts naturligt att diskutera dessa förhållanden i en relativt omfattande bakgrundsdel. 
 Utredningen har som underlag för arbetet med utredningen beställt en underlagsrapport, vilken publiceras som bilaga 3 till betänkandet. Rap- porten har utarbetats av professor Roach, Handelshögskolan i Stockholm, under medverkan av ek. Anderson. Warner, Handelshögskolan i Stockholm och professor Wilson, Luleå Tekniska Universitet. I rapporten analyseras de samhällsekonomiska aspekterna av flera alter- nativ för genomförandet av naturgasmarknadsdirektivet. Speciellt upp- märksammas lagstiftningens inverkan på investeringar, konkurrens och prisbildning på den svenska naturgasmarknaden. Författarna ansvarar själva för innehållet i sin rapport. 
 Utredningen har haft sexton interna sammanträden, varav ett haft ka- raktären av ett studiebesök för att studera gasmarknaden i Göteborg. Vid ett flertal tillfällen har utredaren och/eller utredningens sekretariat sam- manträffat med experter och olika organisationer/företag inom naturga- sområdet. Utredaren och/eller utredningens sekretariat har besökt Berlin, 
  
 SOU 1999:115 
  
 Direktiv och disposition  
 77 
  
 Helsingfors, Köpenhamn och Oslo för att närmare informera sig om hur genomförandet av naturgasmarknadsdirektivet fortskrider. Det har vidare genomförts ett besök i Malmö för att få information om den svenska gasmarknaden. 
  
 1.6 
  
 Betänkandets disposition 
  
 Betänkandet är som ovan framgått disponerat i form av tre huvuddelar, en bakgrundsdel, en del med utgångspunkter och en förslagsdel. 
 Bakgrundsdelen inleds med kapitel 2 som innehåller en genomgång av några grundläggande aspekter på naturgasen. Det gäller t.ex. egenskaper samt utbud och efterfrågan på naturgas. Därefter, i kapitel 3, redovisas och diskuteras några utmärkande drag som kännetecknar naturgasmark- naden. I kapitel 4 beskrivs den svenska naturgasmarknaden. Kapitel 5 innehåller en analys av naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Euro- pa. 
 Kapitlen med utgångspunkter inleds med kapitel 6 som behandlar den svenska lagstiftningen på naturgasområdet. I kapitel 7 redovisas EG:s naturgasmarknadsdirektiv. Kapitel 8 innehåller en analys av olika effek- ter som kan tänkas uppstå till följd av att naturgasmarknadsdirektivet genomförs. Det gäller t.ex. reglerna för tillträde till och öppning av marknaden och olika former av undantag. I kapitel 9 redovisas pågående arbete med att genomföra direktivet i några andra länder. 
 Avslutningsvis redovisas utredningens överväganden och förslag i kapitel 10. Kapitel 11 innehåller författningskommentarer. 
 SOU 1999:115 
 DEL 1 
 BAKGRUND 
  
 SOU 1999:115 
  
 81 
  
 2 Naturgas 
 I detta inledande kapitel görs en kort genomgång av några grundläggan- de aspekter på naturgasen. Det gäller t.ex. användningsområden samt utbud och efterfrågan på naturgas. Avsikten är närmast att ge en över- siktlig beskrivning av hur naturgasmarknaden har utvecklats. 
 I avsnitt 2.1 redovisas naturgasens egenskaper och miljöpåverkan. En kortfattad beskrivning av ett gasledningssystem redovisas i avsnitt 2.2. Det gäller bl.a. anläggning av ledning, markpåverkan och risker. Avsnitt 2.3 innehåller en redovisning av utbud och efterfrågan på naturgas. I av- snittet analyseras hur reserver, produktion och konsumtion av naturgas har utvecklats. När det gäller konsumtionen redovisas bl.a. självförsörj- ningsgrad, energianvändning, användningsområden och prognoser över den framtida utvecklingen. Avsnitt 2.4 innehåller avslutningsvis en kort beskrivning av naturgasnätet i Europa. 
  
 2.1 
  
 Egenskaper och miljöpåverkan 
  
 2.1.1 
  
 Egenskaper 
  
 Naturgas består av gasformiga kolväten med metan (ca 90 procent) som huvudbeståndsdel. Övriga beståndsdelar är propan, butan och högre kol- väten, koldioxid och kvävgas. 
 Metanmolekylen består av fyra väteatomer och en kolatom. Den höga andelen väte ger vid förbränning mer vatten och mindre koldioxid än tyngre kolväteföreningar som olja och kol. Naturgas bildar inget slagg eller sot vid förbränning. Den kan genom sin gasformighet förbrännas utan att det först åtgår den energi för uppvärmning som krävs för att förgasa flytande och fasta bränslen och göra dem brännbara (Svenska Gasföreningen, 1995). 
 Naturgas är lukt- och färglös samt lättare än luft. Gasen är inte gif- tig, och kan bara brinna om den har en inblandning i luft på mellan 5 och 15 procent. Eftersom naturgas är lättare än luft stiger den snabbt uppåt vid ett eventuellt läckage och späds ut till en obrännbar blandning (Svenska Gasföreningen, 1995). 
  
 82  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 Genom sin gasformighet transporteras naturgas vanligtvis i rörled- ningssystem, vilket kräver stora investeringar. Stora skalekonomiska fördelar kan erhållas eftersom merkostnaden för en investering i ett rör av en något grövre dimension är marginell i jämförelse med den ökning av volymen gas som därmed kan transporteras (SOU 1995:140). Natur- gas kan även kylas ner så mycket att den övergår i flytande form  
 (-161 
 C)  
 och denna fasomvandling innebär att den får en betydligt mind- re volym, s.k. Liquefied Natural Gas (LNG). Transporterna sker då med särskilda fartyg till hamnförlagda terminaler där förgasning sker för vi- dare transport till markförlagda ledningar. 
  
 2.1.2 
  
 Miljöpåverkan 
  
 Naturgas är ett fossilt bränsle, men innehåller små mängder kväve och mycket små mängder svavel  
 1 
 . Vid förbränning ger naturgas upphov till lägre utsläpp av skadliga ämnen än vad andra fossila bränslen gör. Ut- släppen av kväveoxider, som orsakar försurning, är betydligt lägre jäm- fört med andra konventionella bränslen (Tabell 2.1). Orsaken är att na- turgas innehåller små mängder kväve och att förbränningstemperaturen kan hållas låg. 
 Tabell 2.1 Utsläpp från olika bränslen baserat på dagens anläggningar 
  
 Natur- 
  
 Kol 
  
 Olja 
  
 Bio- 
  
 gas 
  
 bräns- 
  
 len 
  
 Svavel (mg/MJ) 
  
 0 
 1 
  
 30–200 
  
 30–120 
  
 10–20 
  
 Kväveoxider 
  
 30–70 
  
 50–100 
  
 50–100 
  
 50–100 
  
 (mg NO 
 2 
 /MJ) 
  
 0 
 2 
  
 Koldioxid (g/MJ) 
  
 56 
  
 98 
  
 76 
  
 Tungmetaller ( 
 µ 
 g/MJ) 
  
 0 
 1 
  
 15 
  
 15 
  
 60 
  
 Kolväten (  
 µ 
 g/MJ) 
  
 0 
 1 
  
 1 
  
 1 
  
 1-100 
  
 Stoft (mg/MJ) 
  
 0 
 1 
  
 10 
  
 10 
  
 15-100 
  
 Anm 
 .: Utsläppen varierar i vissa fall kraftigt beroende på bränslenas sammansättning, reningsteknik, förbränningsteknik etc. 
  
 1 
 Innehåller så små mängder att de ej är detekterbara. 
  
 2 
 Gäller under förutsättning att nyplantering av skog sker i samma omfattning.  
 Källa  
 : Svenska Gasföreningen (1998). 
  
 1  
 För att upptäcka utsläpp eller läckor av naturgas tillsätts ett luktämne som innehåller svavel. Naturgas i sig innehåller mycket små mängder svavel. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 83 
  
 Förbränning av naturgas ger även lägre utsläpp av koldioxid än olje- och kolförbränning. Metan, som är huvudbeståndsdelen i naturgas, är dock en starkare växthusgas än koldioxid, vilket gör frågan om läckage vid produktion, distribution och användning viktig. Bedömningar pekar på att utsläpp och läckage i moderna anläggningar understiger 1 procent av produktionen (Svenska Gasföreningen, 1995). De regionala variationer- na är dock betydande. Utsläppen från t.ex. den nuvarande gasledningen i Sverige uppgår till ca 0,3 procent. Exkluderas de gamla stadsgasnäten uppgår läckaget till ca 0,05 procent (SOU 1995:140). Brytpunkten, där naturgasen förlorar sin växthusgasfördel jämfört med andra fossila bränslen, ligger på ca  
 5–15 
  procent läckage (Svenska Gasföreningen, 1995). 
 Naturgas behöver vidare inte bearbetas, transporteras med fordon till kunden eller varmhållas. 
  
 2.2 
  
 Beskrivning av gasledningssystem 
  
 2.2.1 
  
 Allmänt 
  
 Transporter av naturgas sker till övervägande del i markförlagda led- ningar (gasen kan även som tidigare framgått transporteras i flytande form via fartyg, s.k. LNG). Ett gasledningssystem består av överfö- ringsledningar (mer än fyra bar) bestående av stam- och grenledningar med tillhörande mät- och reglerstationer samt distributionsledningar (högst fyra bar) bestående av fördelnings- och distributionsledningar med reglerstation och servisledning (högst 100 mbar). 
 Stam- och grenledningar tillverkas av stål. Godstjockleken varierar beroende på gastryck, rördiameter, materialhållfasthet och säkerhets- faktorer. Utvändigt är stamledningen försedd med korrosionsskyddsbe- läggning och katodiskt skydd genom påtryckt likspänning. Invändigt är stamledningen försedd med epoximålning. Stamledningen har en diame- ter på minst 500 millimeter (planerade ledningar enligt Nordic Gas Grid- studien är dimensionerade upp till 1,2 meter). Dimensionen på grenled- ningarna varierar mellan 100 och 400 millimeter. Såväl stam- som grenledningarna är beräknade för 80 bar. Grenledningarna är försedda med avstängningsventiler, s.k. grenventiler, mot stamledningen. Stam- ledningen och längre grenledningar sektioneras med linjeventilstationer. Vid dessa stationer kan, exempelvis vid reparation eller läckage, hela el- ler delar av systemet stängas av eller tömmas. Tömningsrören mynnar minst två meter ovan mark. Även manöverdonen är placerade ovan mark. En eventuell byggnad på stationen är cirka fyra kvadratmeter. För att skydda anläggningen mot yttre påverkan är tomten, ca 250 kvadrat- 
  
 84  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 meter, inhägnad. Stamledningen och större grenledningar förses med rensdonsstationer. På denna typ av anläggning syns, som regel, endast rörledningar. Om det finns en byggnad så är den cirka fyra kvadratme- ter. Tomten, cirka 300 kvadratmeter, är inhägnad. Stationerna möjliggör förutom inspektion även invändig rensning med särskilda don utan att ledningssystemet behöver tas ur drift. För att kunna öka trycket på gasen och därmed ledningarnas överföringskapacitet behövs kompressorstatio- ner. Sådana byggs efter hand som det uppstår behov av större överfö- ringskapacitet. Stationerna orsakar buller. De tillhörande tomterna bru- kar ha en storlek på över 2 000 kvadratmeter. Kompressorstationer finns ännu inte i Sverige. Ledningarna i havet byggs utan kompressorstationer. 
 Gasen bör, för att få optimal transportekonomi, transporteras under högt tryck. Inom tättbebyggda områden måste ledningarna, av säker- hetsskäl, utformas med lägre trycknivåer. I mät- och reglerstationer, så kallade  
 MR-stationer, 
  mäts hur mycket gas som levereras. Där reduceras även gastrycket till önskad nivå. Stationsbyggnadernas storlek varierar mellan 6,6 kvadratmeter och 84 kvadratmeter. Tomternas storlek varie- rar mellan ca 400 kvadratmeter och 1 200 kvadratmeter. Även dessa tomter är inhägnade. Stationerna orsakar visst buller (40 dB(A) vid tomtgränsen). 
 Ledningarna efter mät- och reglerstationerna delas in i fördelnings- ledningar, distributionsledningar och servisledningar. Fördelningsled- ningarna tillverkas av stål eller polyetenplast och har en diameter på 50– 250 millimeter. Denna typ av ledning går antingen direkt till enskilda större förbrukare eller till reglerstationer. I stationerna, vilkas storlekar varierar mellan 2 och 10 kvadratmeter, reduceras gastrycket till 100 mbar. Gasen förs därefter genom distributionsledningar vidare till kon- sumenten. Sista delen av distributionsledningen kallas servisledning. Denna ledning leder fram till abonnentcentralen hos kunden. 
 Samtliga ledningar är förlagda under jord och överföringsledningarna som finns utanför tättbebyggt område är tydligt utmärkta med skyltar som anger ledningens sträckning. Överföringsnätet övervakas från en driftledningscentral. Från denna kan, vid ledningsarbeten och olyckor, linjeventiler stängas. 
 Distributionsledningar nedgrävda i tätort är utmärkta med märkband av plast. Märkbandet är nedgrävt ovan gasledningen. 
 För att få ta koncessionspliktig ledning i bruk krävs driftstillstånd av Statens energimyndighet (13 § förordningen ( 1978:164) om vissa rörled- ningar). Enligt samma förordning skall koncessionshavare utan dröjsmål anmäla olycksfall eller driftsstörningar vid företaget, som kan ha bety- delse från säkerhetssynpunkt, till Sprängämnesinspektionen. 
 Kontroll och tillsyn av överföringsnätet regleras i Sprängämnesin- spektionens naturgasföreskrifter (SÄIFS 1996:8), (se avsnitt 6.2). Mot- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 85 
  
 svarande regler för distributionsnätet finns i Sprängämnesinspektionens föreskrifter (SÄIFS 1995:3) om t illstånd till hantering av brandfarliga gaser och vätskor (se avsnitt 6.2). 
  
 2.2.2 
  
 Anläggning av ledning 
  
 Det erforderliga markutrymmet för en överföringsledning är störst under anläggningsskedet. Arbetsområdets bredd beror delvis på ledningens di- ameter och uppgår för en stamledning som är  
 500–600 
  m illimeter i dia- meter till  
 20–30 
  meter beroende på bl.a. terrängtyp. För grenledningar med mindre dimensioner minskar arbetsområdets bredd något. När ar- betsområdet har stakats ut avverkas eventuell skog och området röjs. De transportvägar som behövs fram till arbetsområdet anläggs. Bergschakt och eventuellt sprängningsarbete utförs. 
 Rören, i längder om  
 12–15 
  meter, körs därefter ut längs lednings- sträckningen. När rören har lagts på plats och eventuellt böjts påbörjas ihopsvetsningen. Fogarna kontrolleras med röntgen. Dessutom schaktas en rörgrav. På åkermark läggs normalt matjord och övriga schaktmassor upp i skilda strängar längs rörgraven. Vid bergschakt transporteras sprängstenen bort och ersätts eventuellt med andra fyllnadsmassor. Om det behövs jämnas ledningsgravens botten med finkornigt material. Led- ningen sänks sedan ned i rörgraven med specialmaskiner. Rörgraven fylls igen med schaktmassorna och eventuellt speciella kringfyllnads- massor. Därefter sker provtryckning och läckagekontroll av gasledning- en med vatten. På åkermark läggs matjorden tillbaka sist. Under arbetet kan t.ex. dräneringsledningar komma att skäras av. 
  
 2.2.3 
  
 Markpåverkan 
  
 När anläggningsarbetet är färdigt kan marken åter användas för jord- bruk. Trots vidtagna åtgärder för att återställa åkermarken kan dock skador uppkomma. Exempel på sådana skador är skördebortfall och för- svårad brukning under byggnadsåret samt mindre skörd under något el- ler några år. Även gröda på området närmast arbetsområdet kan skadas bl.a. på grund av att dräneringen tillfälligt skärs av. 
 I skogsterräng krävs en ledningsgata på sju meter när arbetet är fär- digställt. Den bestående inverkan på skogsbruket av en gasledning är främst ett produktionsbortfall i ledningsgatan samt att storm- och tork- skador kan uppkomma i ledningsgatans kanter. 
 För skogsbrukets del kan tillfälliga skador, exempelvis körskador på växande skog samt vägar, uppkomma under byggnadstiden. 
  
 86  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 I skogsmark behöver normalt framkomligheten över en rörledning nedgrävd i morän och fasta jordarter inte bli begränsad ens för tyngre fordon. Däremot finns det i jordarter med dålig bärighet risk för att t.ex. tunga skogsmaskiner orsakar spårbildning med risk för skador på rör- ledningen. 
 Distributionsnät som grävs ned i tätort läggs ned på samma sätt som andra ledningar, exempelvis vatten- och avloppsledningar. 
  
 2.2.4 
  
 Risker 
  
 Olyckor förorsakade av naturgas kan uppstå på grund av felfunktioner i förbrukningsapparater men de kan även inträffa på grund av läckande gas. Det finns tre orsaker till läckage på en gasledning. Dessa är yttre påverkan, korrosion och materialfel. Av dessa är det mest sannolikt att gasledningen skadas på grund av yttre påverkan och då framförallt av grävningsskador (grävmaskin). För att minska risken för grävningsska- dor är gasledningens sträckning utmärkt i naturen med skyltar på jämna avstånd. Även rörelser i marken kan orsaka skador på en gasledning. Risk kan också finnas för sättningar och vid åsar, wash out. Wash out innebär att regn sätter de omgivande jordmassorna i rörelse varvid sprickor kan uppstå på gasledningen. 
 Riskerna vid läckage är brand, explosion och kvävning. Strål- ningsvärmen från brinnande gas är hög och kan orsaka antändning eller skador på omgivande skog, byggnader etc. 
 Risk för explosion föreligger endast vid läckage i slutet utrymme.  
 MR-stationer 
  etc. är därför ventilerade för att utläckande gas inte skall kunna samlas där (se avsnitt 6.2). Risken vid felfunktion i förbruk- ningsapparater kan bero på felaktiga val av komponenter eller tekniska lösningar med för låg skyddsnivå. Detta är särskilt allvarligt eftersom de 
 är placerade inomhus och i nära kontakt med människor. För denna typ av apparater finns det därför mycket detaljerade regler med hög skydds- och kontrollnivå. 
 Generellt sett är risken för olyckor med naturgas ringa. Det har dock utomlands inträffat enstaka större olyckor. 
  
 2.3 
  
 Utbud och efterfrågan 
  
 Naturgasens betydelse som energikälla är av relativt sent datum i Euro- pa. Detta förklaras till stor del av de, i jämförelse med kol och olja, rela- tivt sett höga transportkostnaderna. Naturgas har tidigare inte framstått som ett konkurrenskraftigt alternativ om inte stora marknader har kunnat 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 87 
  
 etableras nära gasfyndigheterna. Utveckling av t.ex. rörledningsteknik har dock inneburit att marknadens geografiska utsträckning efter hand har vidgats. Till detta bidrog även  
 1970-talets 
  oljeprishöjningar, som in- nebar att intresset och betalningsförmågan för alternativ till oljan som energikälla ökade (SOU 1995:140). 
  
 2.3.1 
  
 Reserver 
  
 År 1997 uppgick världens kända naturgasreserver till ca 152 000 m iljar- der m 
 3 
 , vilket motsvarar 66 gånger nuvarande årsproduktion.  
 2  
 Reserver- na har vuxit snabbare än produktionen. Kvoten mellan reserver och ut- vinning har sedan början av  
 1970-talet 
  ökat från drygt 40 till 66. Bidra- gande orsaker har bl.a. varit ny teknik och oljeprishöjningarna under  
 1970-talet 
  som har gjort tidigare ointressanta gasförekomster till e kono- miskt utvinnbara reserver. 
 Det finns även uppskattningar av sa nnolika reserver som pekar på att dessa motsvarar ca 120 års utvinning, dvs. totala reserver för ca 185 års utvinning med nuvarande produktionstakt. 
 Naturgasreserverna är koncentrerade till det forna Sovjetunionen, dvs. nuvarande Oberoende Staters Samfund (OSS), och Mellanöstern som sammantaget svarar för nästan 70 procent av reserverna (Figur 2.1). Merparten av gasreserverna inom OSS finns på ryskt territorium. 
 Europas 
 3  
 gasreserver utgör ca 5 procent av de globala, men förväntas med nuvarande utvinningsnivå räcka i genomsnitt i 26 år. Reservernas livslängd varierar dock relativt kraftigt mellan olika länder. Reserverna är främst koncentrerade till Norge och Nederländerna (Figur 2.2). Även Storbritannien har betydande reserver. En stor del av världens gasreser- ver ligger emellertid i Europas närhet, t.ex. i OSS, Algeriet och Iran. 
 I det svenska närområdet finns således betydande gasreserver i Ryssland och i Norge. Dessa reserver är i huvudsak inte kontrakterade, dvs. de har ännu inte sålts. 
  
 2 
  
 Uppskattningarna av naturgasreserverna är osäkrare än motsvarande skatt- ningar för råolja och kol. Energiinnehållet kan vidare variera (SOU (1995:140). 
  
 3 
  
 Med Europa avses här och fortsättningsvis i kapitlet OECD Europa och Central/Östeuropa. 
  
 88  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 Figur 2.1 Påvisade naturgasreserver i världen 1997 
 Procent 
  
 Europa 
  
 Nordamerika 
  
 Latinamerika 
  
 4,3% 
  
 5,1% 
  
 5,2% 
  
 Afrika 
 6,7% 
 Asien/ 
 Oceanien 
 9,5% 
 Mellanöstern 
 32,5% 
  
 Källa  
 : GasMatters (1998). 
 Figur 2.2 Påvisade naturgasreserver i Europa 1997 
 Procent 
  
 Italien 
  
 Tyskland 
  
 Danmark 
  
 3,1% 
  
 1,8% 
  
 Storbritannien 
  
 3,4% 
  
 10,0% 
  
 Övriga 
 10,9% 
 Nederländerna 
 23,3% 
  
 Källa  
 : GasMatters (1998). 
 OSS 36,6% 
 Norge 47,6% 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 89 
  
 2.3.2 
  
 Produktion 
  
 Världsproduktionen av naturgas har fördubblats sedan början av 1970- talet och uppgick 1997 till 2 300 miljarder m 
 3  
 (motsvarar ca 25 000 TWh 
 4 
 ). Produktionen av naturgas var tidigare främst koncentrerad till Nordamerika, men har sedan  
 1960-talet 
  ökat i först Västeuropa och se- dan i OSS. Bakom detta ligger bl.a. upptäckten av nya f yndigheter i Nederländerna, Nordsjön och Sibirien. 
 Nordamerika och OSS är de dominerande regionerna och svarar var- dera för ca 30 procent av världsproduktionen (Figur 2.3). 
 Figur 2.3 Produktion av naturgas 1997 
 Procent 
  
 Latinamerika 
  
 Afrika 
  
 4,4% 
  
 Mellanöstern  
 4,9% 
  
 Nordamerika 
  
 7,4% 
  
 30,6% 
  
 Asien/ 
 Oceanien 
 11% 
 Europa 
 13,1% 
 OSS 29,1% 
  
 Källa  
 : GasMatters (1998). 
 Under  
 1990-talet 
  har produktionen minskat inom OSS, vilket framför allt beror på efterfrågebortfall som orsakats av politisk och ekonomisk 
  
 4  
 Naturgasens energiinnehåll anges ovan och fortsättningsvis i TWh, dvs. det är själva bränslets energiinnehåll som anges. När naturgas i sin tur används för att producera el och värme reduceras energivärdet av den elkraft eller värme som anläggningen producerar med anläggningens totalverkningsgrad (dels kan all energi ej nyttiggöras som värme eller el beroende på förbrän- ningsteknik m.m., dvs. produktionsanläggningens verkningsgrad, och dels åtgår en del energi för s.k. egenanvändning). Verkningsgraden är starkt bero- ende av bränsle, typ av anläggning samt drift och underhåll. Naturgasanlägg- ningar har i allmänhet relativt sett högre verkningsgrader än andra anlägg- ningar (se även avsnitt 8.6). 
  
 90  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 instabilitet. Andra regioner som t.ex. Mellanöstern, Asien och Oceanien uppvisar däremot relativt kraftiga produktions ökningar (BP, 1999). 
 Europa svarar för ungefär 13 procent av världsproduktionen av na- turgas och är därmed den tredje största producentregionen i världen. År 1997 producerades ca 300 miljarder m 
 3  
 gas, vilket motsvarar drygt 3 000 TWh. Produktionen utvecklades relativt svagt under  
 1980-talet 
  och början av  
 1990-talet. 
  Från och med 1995 har det dock skett en rela- tivt kraftig produktionsökning som i huvudsak Norge och Storbritannien stått för. 
 De absolut dominerande gasproducenterna i Europa är Storbritanni- en, Nederländerna och Norge. Produktionen i dessa tre länder uppgick 1997 till ca 220 miljarder m 
 3  
 naturgas (2 380 TWh), vilket motsvarar närmare 75 procent av Europas totala naturgasproduktion. 
 Figur 2.4 Produktion av naturgas i Västeuropa 1997 
 TWh 
 1000 
 900 
 800 
 700 
 600 
 500 
 400 
 300 
 200 
 100 
 0 
  
 Storbritannien Nederländerna 
  
 Norge 
  
 Tyskland 
  
 Italien 
  
 Rumänien 
  
 Danmark 
  
 Källa  
 : GasMatters (1998). 
 Danmark svarar för drygt 2,5 procent av Europas gasproduktion. Under den senaste tioårsperioden har emellertid Danmarks produktion mer än tredubblats. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 91 
  
 2.3.3 
  
 Konsumtion 
  
 Geografisk fördelning 
 Under den senaste tioårsperioden har konsumtionen av naturgas ökat med ca 10 procent i världen. Konsumtionen av naturgas är främst kon- centrerad till Nordamerika, OSS och Europa. Dessa tre regioner svarade för ca 75 procent av världskonsumtionen 1997. 
 Merparten av de regioner som redovisas i Figur 2.5 uppvisar en lång- siktig ökningstakt. Inom OSS har dock konsumtionen, i likhet med pro- duktionen, minskat under  
 1990-talet. 
  
 Figur 2.5 Konsumtionen av naturgas i världen 1997 
 Procent 
  
 Mellanöstern 
  
 Latinamerika 
  
 Afrika 
  
 Asien/ 
  
 5,0% 
  
 2,3% 
  
 7,0% 
  
 Nordamerika 
  
 Oceanien 
  
 30,6% 
  
 11,0% 
  
 Europa 
  
 20,3% 
  
 OSS 
  
 24,0% 
  
 Källa  
 : GasMatters (1998). 
 Konsumtionen av naturgas i Europa uppgår till ca en femtedel av den globala konsumtionen. År 1997 konsumerades ca 466 miljarder m 
 3  
 gas, vilket motsvarar drygt 5 000 TWh. I likhet med produktionen utveckla- des konsumtionen relativt svagt under  
 1980-talet 
  och början av 1990- talet. Därefter har det skett en markant ökning. 
 Konsumtionen av naturgas är framför allt koncentrerad till Tyskland, Storbritannien, Italien, Nederländerna och Frankrike. Dessa länder sva- rar för ca 70 procent av den europeiska konsumtionen av naturgas. 
  
 92  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 Figur 2.6 Konsumtionen av naturgas i Europa 
 TWh 
 1200 
 1000 
 800 
 600 
 400 
 200 
 0 
  
 Källa  
 : GasMatters (1998). 
 Självförsörjningsgrad 
 Som framgått av tidigare avsnitt har Europa en betydligt större konsum- tion än produktion av gas, vilket innebär ett importberoende. Under 1997 uppgick importberoendet till drygt en tredjedel. 
 Inom EU importerades ca 40 procent av den konsumerade gasen un- der 1997 från länder utanför EU. Denna import kom i huvudsak från Ryssland, Norge och Algeriet. 
 Av de gasproducerande länderna inom EU var det framför allt Ne- derländerna, och i viss utsträckning Danmark och Storbritannien, som exporterade gas till andra  
 EU-länder 
  (Eurogas, 1998a). 
 Energianvändning 
 Gasförbrukningen har som tidigare framgått ökat kraftigt under senaste  
 20–30 
  åren. I Västeuropa har dess andel av den primära energiförbruk- ningen stigit från ca 7 procent 1970 till drygt 20 procent 1997. I huvud- sak har detta skett på bekostnad av olja och kol. 
 Inom EU uppgick gasens andel av den primära energiförbrukningen till drygt 22 procent 1997. Som framgår av Tabell 2.2 är naturgas nu- mera den största energikällan näst efter olja. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 93 
  
 De stora gasproducenterna Nederländerna och Storbritannien har en högre andel gas i sin energiförsörjning än övriga förbrukarländer. Mer 
 än hälften av länderna uppvisar dock en gasandel på ca 20 procent eller mer. Gasens andel av den svenska energiförbrukningen uppgår endast till 1,7 procent (Sverige redovisas mer i detalj i kapitel 4). 
 Tabell 2.2 Energikällornas andel av total konsumtion av primär energi 
 Procent 
  
 Naturgas 
  
 Olja 
  
 Kol 
  
 Kärnkraft 
  
 Övrigt  
 1 
  
 Nederländerna 
  
 49,9 
  
 33,5 
  
 12,3 
  
 0,8 
  
 3,5 
  
 Storbritannien 
  
 36,7 
  
 33,6 
  
 18,1 
  
 10,2 
  
 1,4 
  
 Italien 
  
 29,0 
  
 57,1 
  
 7,8 
  
 0,0 
  
 6,1 
  
 Österrike 
  
 23,1 
  
 40,2 
  
 12,6 
  
 0,0 
  
 24,1 
  
 Tyskland 
  
 20,6 
  
 39,6 
  
 25,1 
  
 12,8 
  
 1,9 
  
 Belgien 
  
 20,5 
  
 41,8 
  
 14,9 
  
 21,3 
  
 1,5 
  
 Irland 
  
 20,4 
  
 52,8 
  
 24,8 
  
 0,0 
  
 2,0 
  
 Danmark 
  
 18,6 
  
 43,8 
  
 31,9 
  
 0,0 
  
 5,7 
  
 Frankrike 
  
 13,1 
  
 40,5 
  
 5,7 
  
 43,6 
  
 -2,9 
 2 
  
 Spanien 
  
 10,4 
  
 53,6 
  
 16,4 
  
 13,5 
  
 6,1 
  
 Finland 
  
 9,5 
  
 27,6 
  
 21,0 
  
 17,0 
  
 24,9 
  
 Sverige 
  
 1,7 
  
 34,3 
  
 4,1 
  
 33,9 
  
 26,0 
  
 EU 
  
 22,1 
  
 42,2 
  
 16,0 
  
 15,8 
  
 3,9 
  
 Anm 
 .: Energitillförseln har redovisats enligt FN/ECE:s metod. I denna metod ingår energiomvandlingsförlusterna i kärnkraftverken i den totala energitillförseln, vilket inte är fallet i den metod som tidigare har tillämpats i Sverige. 
  
 1 
 Övrigt består av vattenkraft, förnyelsebara källor och nettoimport av elkraft. 
  
 2 
 På grund av nettoexport av elkraft uppstår ett negativt värde  
 .  
  
 Källa  
 : Eurogas (1998a). 
 Totalt finns det drygt 75 miljoner gaskunder inom EU, vilket uppskatt- ningsvis motsvarar ca 200 miljoner individuella konsumenter. Variatio- nerna mellan länderna är dock stora. I t.ex. Nederländerna har över 90 procent av hushållen naturgas, medan andelen i Sverige är närmast för- sumbar (Barnett, 1995; Eurogas, 1998a). 
 Användningsområden 
 Naturgasens egenskaper har gjort att den har ett flertal användningsom- råden. Den används i varierande omfattning inom sektorer som t.ex. el- och värmeproduktion, industri, småhus och fastigheter, och transporter. 
 Inom OECD Europa uppgick naturgasens andel av den totala energi- användningen till drygt 20 procent 1995. Naturgasens andel var högst inom bostadssektorn (Tabell 2.3). Inom industri och övriga sektorer 
  
 94  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 (exklusive transporter) låg andelen på ungefär samma nivå, eller ca 25 procent. Transportsektorn uppvisade en närmast försumbar anvä ndning av naturgas. Vid framställning av kraft och värme uppgick andelen na- turgas till ca 10 procent. 
 Tabell 2.3 Naturgasens andel av total energianvändning i OECD Europa 1995 och dess andel vid framställning av kraft och värme 
 Procent 
  
 Sektorer 
  
 Andel 
  
 Samtliga sektorer 
  
 20,1 
  
 - Industri 
  
 25,8 
  
 - Transporter 
  
 0,1 
  
 - Bostäder 
  
 36,8 
  
 - Övriga sektorer 
  
 25,4 
  
 Framställning av kraft och värme 
  
 10,4 
  
 Källa  
 : OECD (1997). 
  
 Inom industrin används naturgas i huvudsak som bränsle till pannor, som råvara och som bränsle för direktanvändning i ugnar och processer. Mer specifikt används naturgasen för att bl.a. rosta, torka, svetsa, vär- ma, koka, indunsta, härda, smälta och bränna. Den används också för att koldioxidgödsla inom växthusnäringen. 
 I bostadssektorn utnyttjas gasen främst för uppvärmning, men an- vänds även för t.ex. spisar, belysning och infravärme. 
 Den sektor som vuxit starkast under senare år är kraftproduktion. Under perioden  
 1975–1989 
  begränsades gasanvä ndningen i denna sektor av ett  
 EG-direktiv. 
  Gasen ansågs alltför högvärdig för att nyttjas för el- produktion. Efter direktivets upphörande har naturgasanvändningen för elproduktion ökat kraftigt. Detta sammanhänger med den goda lönsam- het som en övergång från kol- till naturgaseldade kraftverk uppvisar. Modern teknik för elgenerering, s.k. kombicykelteknik, med mycket hög verkningsgrad kan komma att ytterligare öka naturgasens användning för elproduktion (SOU 1995:140). 
 Prognoser 
 Förbrukningen av naturgas kommer enligt tillgängliga prognoser att öka betydligt i Västeuropa under de närmaste åren. 
 EU (1998) räknar med att medlemsstaternas konsumtion av naturgas kommer att öka med  
 45–70 
  procent fram till 2020. Gasens andel av den primära energiförbrukningen förväntas öka från 22 till  
 27–31 
  procent. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgas  
 95 
  
 Den ökade gasanvändningen väntas framför allt utnyttjas för elproduk- tion. 
 Eurogas (1998a) kommer till liknande resultat i sin senaste prognos. Efterfrågan på naturgas beräknas öka med 45 procent fram till 2020. Gasens andel av primärenergiförbrukningen kommer därigenom att öka från 22 till 27 procent. Den största ökningen förväntas ske inom kraftsektorn och fjärrvärmesektorn. 
 I takt med den ökande förbrukningen kommer  
 EU-ländernas 
  impor- tandel (från länder utanför EU) att öka. Andelen förväntas stiga från 40 procent 1997 till 70 procent 2020. 
  
 2.4 
  
 Gasnätet i Europa 
  
 Naturgasnätet i Europa är väl utbyggt. Lokala naturgasfynd har efter hand lett till att ett omfattande rörledningsnät har byggts för transport och distribution. Större delen av Europa är numera sammanlänkat i ett naturgasnät (Figur 2.7). Stora delar av försörjningen sker från källor i Nordsjön, Nordafrika och Ryssland, som således också är sammanlän- kade med systemet i Europa. 
 År 1997 uppgick lä ngden av det europeiska naturgasnätet till 1,2 miljoner kilometer. Det sker en kontinuerlig utbyggnad av nätet. Under 1997 färdigställdes t.ex. en ledning mellan Algeriet och Spanien. År 1998 sammanknöts Storbritannien och det europeiska fastlandet genom den s.k. Interconnectorledningen. 
 Som framgår av Figur 2.7 är Sverige sammanlänkat med lednings- nätet i Europa. Finland står däremot utanför detta system. 
  
 96  
 Naturgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 Figur 2.7 Naturgasnätet i Europa 
  
 Källa  
 : Eurogas. 
  
 SOU 1999:115 
  
 97 
  
 3 Gasmarknadens struktur 
 Naturgasmarknaden kan sägas avvika från gängse marknader på ett an- tal områden. Syftet med detta kapitel är främst att redovisa de särdrag som karakteriserar gasmarknaden. Kapitlet behandlar inte specifikt den svenska marknaden, utan har en mer generell ansats. Den svenska mark- naden analyseras mer i detalj i kapitel 4. I kapitel 9 redovisas översiktligt utvecklingen i några andra länder. 
 I avsnitt 3.1 redovisas kort några karakteristika som präglar natur- gasmarknaden. Avsnitt 3.2 innehåller en genomgång av begreppen nät- verksindustrier och naturliga monopol. I avsnitt 3.3 förs en diskussion om ekonomiska risker. Avsnitt 3.4 innehåller en analys av de speciella kontraktsformer som präglar naturgasmarknaden. I avsnitt 3.5 redovisas översiktligt de prissättningsprinciper som tillämpas på gasmarknaden. I avsnitt 3.6 diskuteras hur marknaden har utvecklats. Det gäller bl.a. konkurrenssituationen och användningen av gas. Avslutningsvis ges i avsnitt 3.7 en kort redovisning av handeln med naturgas. 
  
 3.1 
  
 Introduktion 
  
 Gasmarknaden skiljer sig från andra energimarknader på olika sätt. Det finns t.ex. ingen global handel med naturgas på samma sätt som med ol- ja. 
 Jämfört med el skiljer sig gasen på flera sätt: gas är en oförädlad energiform som konkurrerar direkt med andra bränslen på alla mark- nadssegment, medan el är en förädlad energiform som inte på samma sätt konkurrerar med bränslen. El kan produceras med hjälp av naturgas och andra bränslen samt med hjälp av vatten, vind och sol. Gas produce- ras där gaskällorna finns och därmed i ökad utsträckning utanför Euro- pa. Elproduktionen sker nära användarna. Gasen samproduceras vidare med olja, vilket innebär att produktionen är mindre flexibel än elproduk- tion. Gasens säsongsvariationer innebär att det finns ett behov av att lag- ra gas, vilket också görs. El går däremot oftast inte att lagra till rimliga kostnader. Gas köps i huvudsak och i flertalet länder på långa kontrakt medan el köps mera fritt och på korta kontrakt från olika leverantörer 
  
 98  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 och på elbörser. Under lång tid har naturgasmarknaderna varit mono- polmarknader, med i stort sett ett monopol i varje land. På elsidan finns många producenter, distributörer och handlare och dessutom finns det i t.ex. Norden en integrerad marknad. 
 Gasmarknaden skiljer sig också från flertalet andra konkurrensutsatta marknader genom sina tunga investeringar i infrastruktur och genom att aktörerna många gånger är vertikalt integrerade, dvs. ägare till både produktionsanläggningar/utvinningsanläggningar, överförings- och dist- ributionssystem samt även ansvariga för försäljning av naturgas mot kund. 
 Naturgasmarknaden skiljer sig vidare från andra energimarknader genom att ledningsinvesteringarna förutsätter en stor och stabil marknad. Investeringarna i ny infrastruktur för naturgas kan knappast göras lön- sam i ett kortsiktigt perspektiv utan har en mycket lång återbetalningstid. Ledningsinvesteringarna för naturgas kan närmast jämföras med led- ningsinvesteringarna för elkraft. En viktig skillnad är dock att så gott som alla har behov av el i dagens samhälle, medan naturgasen är betyd- ligt enklare att ersätta med andra alternativ. Om man beaktar överförd energivolym så har dock gasen ofta ett kostnadsförsprång. Lednings- kostnaden för naturgas uppgår till mellan 25 och 100 procent av motsva- rande kostnad för ett kraftnät som överför samma mängd energi. 
 Gasföretagen består av ett antal led som tillsammans bildar försörj- ningskedjan fram till den slutliga kunden. Figur 3.1 visar en schematisk bild över gaskedjan från utvinning till kund då utvinning sker till havs. Bilden beskriver en teknisk kedja där de olika länkarna kan ägas av ett eller flera företag. De juridiska företagsstrukturerna skiljer sig åt mellan olika länder. I t.ex. Frankrike sköter ett företag allt, medan det i Stor- britannien, som redan har en konkurrensutsatt marknad, finns många aktörer. 
 Gasen utvinns både till lands och till havs. Gasutvinning till havs är betydligt dyrare än utvinning på land. Gasutvinningen är i stor utsträck- ning, som ovan nämnts, koncentrerad till företag som är vertikalt integ- rerade, dvs. företag som förfogar över hela kedjan utvinning, transport, distribution och försäljning. Många gånger är företagen även horisontellt integrerade, dvs. att de arbetar med mer än ett energislag. Men det finns många olika varianter. Även där sådana affärsmässiga kopplingar inte finns har dock de stora gasföretagen en stark ställning jämfört med lo- kala gasproducenter. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gasmarknadens struktur  
 99 
  
 Figur 3.1 Gaskedjan från utvinning till kund 
 Gasutvinning/gasbehandling – gasfälten 
 Transport till land 
 Behandlingsanläggning 
 Överföringsnät och lager 
 Distributionsnät 
  
 El- och värmeverk Industri 
  
 Bostäder 
  
 Lokaler 
  
 Trans- 
  
 port 
  
 Transporten från plattformarna till havs sker via rörledningar. Ofta an- passas gastrycket ute på plattformarna så att trycket inte behöver höjas på vägen fram till kund, vilket är möjligt då transporten sker i pipelines från plattform ända fram till slutanvändaren. Finns behov av tryckhöj- ning sker det i en kompressorstation. Gastrycket ute på plattformen kan uppgå till 200 bar. Efter att gasen lämnat plattformen och närmar sig marknaden reduceras trycket i reducerstationer. 
 Eftersom energianvändningen varierar över året så behövs natur- gaslager som klarar av att hantera utjämningen över säsonger och veck- or. Energianvändningen varierar även över dygnet och i vissa fall klarar själva ledningsnätet att hantera dygnsvariationen genom systemets s.k.  
 pack-line, 
  dvs. fyllnadsgraden. Det innebär att själva naturgasledningen fungerar som lager, kortsiktigt och tillfälligt. Större lagringskapacitet erfordras dock för att undvika brist och för att parera förändringarna i användningen under längre perioder. Här ser vi, som ovan nämnts, en tydlig skillnad mot el som produceras i samma ögonblick den används, dvs. elnäten fungerar inte som lager. Elenergi kan ej heller lagras på ett affärsmässigt sätt. Däremot kan energin lagras i vattenmagasin. 
  
 100  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 3.2 
  
 Nätverksindustrier och naturliga monopol 
  
 1 
  
 Utvinning/produktion, transport och försäljning av naturgas utgör en s.k. nätverksindustri. Det som kännetecknar en nätverksindustri är ett starkt beroende av en infrastruktur i form av ett nätverk som binder samman produktionen av branschens basprodukter och de slutliga konsumenterna av dessa produkter. Exempel på nätverksindustrier är telekommunikatio- ner, järnväg, vattenförsörjning, elförsörjning och försörjningen med na- turgas. Gemensamt för dessa branscher är att det som ger konsumenter- na nytta är en kombination av basprodukt och nätverkstjänster; en tele- fon är av värde för konsumenten endast om det finns ett telenät, ett tåg 
 är av värde endast om det finns järnvägsspår etc. 
 Det finns två förhållanden som gör att förutsättningarna för konkur- rens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad skiljer sig mellan nätverksindustrier och vanliga branscher. Det första är att det i allmänhet finns betydande skalfördelar i utbyggnad och drift av nätverksindustriernas infrastruktur (transportnät). Skalfördelar inne- bär att kostnaden för att hålla en viss transportkapacitet är lägre i ett re- lativt storskaligt transportnät än i två eller flera parallella transportnät som tillsammans har samma kapacitet. Om dessa skalfördelar är bety- dande är produktionen av transporttjänster ett s.k. naturligt monopol. 
 Betydande skalfördelar i utbyggnad och drift av nätverksindustriernas infrastruktur betyder emellertid inte att nätverksamhet alltid är ett natur- ligt monopol. Om nödvändig infrastruktur kan byggas ut och drivas till en relativt låg kostnad finns det förutsättningar för s.k. infrastrukturba- serad konkurrens. Ett aktuellt exempel finns på telekommunikationsom- rådet där olika operatörer med egna nät för mobil telefoni kan konkurre- ra med varandra. Ett annat exempel är utbyggnaden av delvis parallella gasledningsnät i Tyskland (se kapitel 8). Om det finns förutsättningar för infrastrukturbaserad konkurrens är det inte självklart att tredjepartsac- cess till infrastrukturen är ett samhällsekonomiskt effektivt system. 
 Skälet till detta är att det ligger i samhällets intresse att effektivitets- och konkurrenshöjande infrastruktur byggs ut. Samtidigt kan ett regel- verk som innebär krav på tredjepartsaccess till infrastrukturen försvaga privata aktörers incitament att genomföra sådana investeringar. När det gäller naturgasmarknaden i det glest befolkade Sverige är det en allmän bedömning att skalfördelarna i utbyggnad och drift av överföringsnät är 
 så betydande att infrastrukturbaserad konkurrens i detta led inte kan va- 
  
 1  
 Avsnittet bygger på Rodriguez m.fl. (1999). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gasmarknadens struktur  
 101 
  
 ra samhällsekonomiskt effektiv. För att den svenska naturgasmarknaden skall kunna utvecklas krävs en avsevärd utbyggnad av infrastrukturen. 
 Det andra förhållandet av betydelse för förutsättningarna för konkur- rens och marknadsbestämd prisbildning och kapacitetsutbyggnad är att det i nätverksindustrier ofta finns vertikala integrationsvinster, dvs. att kostnaderna för att producera och leverera en viss mängd av baspro- dukten blir lägre om utnyttjandet av produktionsanläggningar och trans- portinfrastruktur koordineras inom ramen för en integrerad verksamhet. Ett exempel är produktion och transmission av el: Utnyttjandet av pro- duktionsanläggningarna kan inte bestämmas oberoende av efterfrågans geografiska fördelning samt transmissionsnätets kapacitet och belast- ning. Om integration av produktion och transmission underlättar, dvs. sänker kostnaderna för, denna koordinering, så föreligger vertikala integ- rationsvinster. 
 Kombinationen av skalfördelar i transportnätet och vertikala integra- tionsvinster mellan produktion och transport är den viktigaste orsaken till att det i de flesta nätverksindustrier i flertalet länder under lång tid har funnits ett dominerande, vertikalt integrerat, ofta statligt, företag. Vanligen har det dominerande företaget också ansvarat för uppb yggna- den av infrastrukturen. Uppenbara exempel i Sverige är elförsörjningen, järnvägen och telekommunikationerna. 
 Efterfrågetillväxt och teknisk utveckling har emellertid med tiden skapat nya förutsättningar som gör att den traditionella strukturen inte längre är den bästa för att främja effektivitet och låga priser. Speciellt har ny teknik reducerat vinsterna av vertikal integration mellan produk- tion och transport. Samtidigt har den effektiva skalan för moderna pro- duktionsanläggningar i flertalet branscher blivit så liten i förhållande till efterfrågan att det inte längre finns något naturligt monopol i produktio- nen. Skalfördelarna i utbyggnad och drift av infrastrukturen synes emel- lertid bestå. 
 Sammantaget har denna utveckling skapat förutsättningar för en branschstruktur där infrastrukturen drivs som ett naturligt monopol, me- dan produktion/import och försäljning till slutanvändare sker i konkur- rens och under fri prisbildning. Med andra ord skulle det vara möjligt att även inom nätverksindustrierna få till stånd betydande inslag av konkur- rens, dvs. den kraft som visat sig främja hög effektivitet, låga priser och snabb produktutveckling. 
 Blandningen av monopol och konkurrensutsatta verksamheter ställer emellertid regleringsmyndigheterna inför många svårigheter. Det är t.ex. nödvändigt att avgöra vilka verksamheter som med hänsyn till tekniska och ekonomiska faktorer bör höra till branschens monopolistiska re- spektive konkurrensutsatta delar. Det är också viktigt att, för att undvika korssubventionering och andra former av konkurrensbegränsningar, se 
  
 102  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 till att monopolverksamhet hålls åtskild från den konkurrensutsatta verk- samheten (se kapitel 8). I frånvaro av disciplinerande konkurrens måste monopolverksamheten regleras för att undvika överpriser och låg statisk och dynamisk effektivitet (regleringar diskuteras vidare i kapitel 8). Till detta kommer att vertikalt integrerade branschdominerande företag säl- lan har några incitament att ändra på branschstrukturen och öppna för den konkurrens som under de nya betingelserna skulle kunna medföra välfärdsvinster för samhället. 
 En speciell typ av reglering avser branschens eller företagets prissätt- ning och övriga kommersiella relationer till kunderna. Regleringen i frå- ga kan vara utformad på olika sätt, vilket närmare diskuteras i kapitel 8. En annan aspekt på regleringen av de priser som sätts av ett företag med naturligt monopol rör tariffernas struktur och relation till underliggande kostnader (se kapitel 8). 
  
 3.3 
  
 Ekonomiska risker 
  
 2 
  
 De investeringar som krävs för att bygga en från energiförsörjningssyn- punkt betydande infrastruktur för naturgas är inte bara stora utan även i allt väsentligt irreversibla; det aktuella rörledningsnätet har i huvudsak ingen alternativ användning. Dessutom har rörledningar och andra delar av den aktuella infrastrukturen en mycket lång livslängd. Kombinationen av storskalighet, irreversibilitet och långsiktighet gör att denna typ av in- vesteringar i allmänhet är förenade med en betydande ekonomisk risk. Hur stor denna risk är beror på kapacitetsutnyttjandet och nätanvändar- nas betalningsförmåga under anläggningens livstid. Dessa förhållanden beror i sin tur på hur mycket naturgas som slutkunderna efterfrågar och vad de är villiga att betala för denna. De priser som nätägarna kan ta ut beror också på importpriserna och beskattningen av naturgas. 
 Det kan mot denna bakgrund urskiljas två typer av ekonomiska risker i samband med infrastrukturinvesteringar. Den första är en  
 kvantitetsrisk  
 eller  
 volymrisk 
 , som hänger samman med att efterfrågan på naturgas kan avvika från den förväntade. Detta kan bero på att priset till slutkunderna blir ett annat än det förväntade, att priserna på konkurrerande energislag avviker från de förväntade eller att andra faktorer av betydelse för slut- kundernas efterfrågan på naturgas utvecklas på ett annat sätt än det för- väntade. Den andra typen av ekonomisk risk är en  
 prisrisk 
 , som hänger samman med att importpris och/eller skatter blir andra än de förväntade vid givna naturgaspriser för slutkunderna. I praktiken rör det sig i all- mänhet om en blandning av dessa risker, men från analytisk synpunkt är 
  
 2  
 Avsnittet bygger på Rodriguez m.fl. (1999). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gasmarknadens struktur  
 103 
  
 det ändamålsenligt att skilja mellan de två fallen. Speciellt torde den in- hemska naturgasmarknadens aktörer uppfatta prisrisker, som de här de- finierats, som givna och opåverkbara. 
 Den traditionella metoden att reducera nätägarnas ekonomiska risker har varit vertikal integration av överföring och försörjning i kombination med långsiktiga kontrakt med kunderna  
 3 
 . Genom dessa kontrakt har en del av såväl pris- som kvantitetsriskerna kunnat överföras på, och där- med delas med, kunderna. Det kan visas att kostnaden för att bära risk  
 4 
 , totalt och för var och en av parterna, blir lägre om risken i fråga delas upp mellan flera parter. Till detta kommer att kunderna sannolikt bättre än importören/nätägaren kan bedöma kvantitetsriskens storlek, vilket in- nebär att de långsiktiga kontrakten kan utformas så att den totala kost- naden för att bära risk i samband med investeringar i infrastruktur för naturgas minimeras. Ny lagstiftning som innebär krav på tredjepartsac- cess till överföringsnäten kan ändra på förutsättningarna för denna typ 
 av riskgardering. Speciellt kan nätägarnas möjligheter att överföra en del av kvantitetsrisken på kunderna reduceras. 
 Denna konsekvens av den nya lagstiftningen måste dock ses mot bak- grund av att en betydande del av det som ovan definierades som prisrisk, i samband med investeringar i infrastruktur för naturgas, hänger sam- man med politiska beslut om skatter och miljöavgifter på naturgas. Även en del av kvantitetsrisken hänger samman med politiska beslut om skat- ter och avgifter på andra energislag, miljökrav på nya kraft- och värme- verk m.m. Det betyder att graden av långsiktighet och stabilitet i ener- giskatter, miljöavgifter och andra politiskt bestämda förhållanden av betydelse för efterfrågan på naturgas i hög grad påverkar möjligheterna att bedöma den framtida avkastningen på investeringar i infrastruktur för naturgas (ett exempel på den svenska marknaden redovisas i avsnitt 4.4.2). Det är också troligt att de ekonomiska risker för ägare av natur- gasnät som beror på inhemska politiska beslut om energiskatter och miljöavgifter är större än de risker som är förenade med tredjepartsac- cess till överföringsnäten. 
  
 3 
  
 Ett vertikalt integrerat naturgasföretag, med inriktning på import och över- föring, ställs vanligen inför två kategorier av ekonomisk risk. Den ena är den risk som hänger samman med de oftast långsiktiga avtal av take or pay- karaktär som företaget har med en producent av naturgas. Den andra är den risk som hänger samman med irreversibla investeringar i överföringsnät. Här behandlas bara den senare kategorin. Take or  
  
 pay-avtal 
  diskuteras i avsnitten 3.4 och 8.3.3. 
  
 4 
  
 En enskild aktörs kostnad för att bära en viss risk kan definieras som den maximala premie som aktören är villig att betala för en komplett försäkring mot den aktuella risken. 
  
 104  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 3.4 
  
 Kontraktsformer 
  
 Traditionellt har all västeuropeisk naturgasförsörjning varit baserad på långsiktiga kontrakt. Anledningen är att både produktion och transport av gas är kapitalintensivt. Omfattande och mycket långa kontrakt har ansetts utgöra en viktig förutsättning för att garantera avkastning på de stora investeringarna i produktionen. Långa kontrakt har också tryggat utnyttjandet av de nationella gasföretagens och de lokala distributörernas transportnät, liksom deras möjligheter att garantera försörjningen. Långa kontrakt har varit ett önskemål från både producenter och grossister. Kontrakten för handel mellan länder löper i allmänhet på 20 år, men det är inte ovanligt med kontrakt som sträcker sig både 25 och 30 år fram i tiden. 
 Långsiktiga importkontrakt kommer alltid att vara nödvändiga för att garantera stora och kapitalintensiva investeringar. Trots att den västeu- ropeiska kontinentens gasmarknad måste betraktas som väletablerad, hade utvecklingen av vissa gasfält i Nordsjön, t.ex. Trollfältet, med till- hörande infrastruktur inte kommit till stånd utan de avsättningsgarantier som kontrakten med de ledande nationella gasföretagen på kontinenten utgör. 
 De långsiktiga avtalen är i allmänhet uppb yggda som s.k. take or  
 pay-avtal 
  (benämningen är en sammandragning av take and pay or pay). Vid take or  
 pay-avtal 
  förbinder sig kunden att betala för en minsta volym och säljaren att leverera en maximal volym. Kunden får betala för denna minimivolym oavsett om kunden förbrukat volymen el- ler ej. Köparen förbinder sig således att ta emot en minsta års- samt dygnsvolym medan säljaren förbinder sig att leverera en maximal års- samt dygnsvolym. Avtalen tillämpas ofta med viss flexibilitet så att ej utnyttjade volymer kan sparas för senare bruk. Villkoren i de avtal som tecknas mellan producent och överföringsföretag speglas sedan i de avtal som tecknas mellan överföringsföretag och distributör eller andra mycket stora kunder. 
 De långsiktiga inköpsavtalen innebär i allmänhet leverans av en jämn volym över hela året. Marknadens säsongsvariation hanteras genom na- turgaslager. De långsiktiga inköpsavtalen kan kompletteras med kortsik- tiga inköpsavtal där gas köps på dygnsbasis varvid man enbart betalar för erhållen volym. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gasmarknadens struktur  
 105 
  
 I de fleråriga inköpsavtalen regleras följande: 
  
 Volymvillkor. 
  
 Pris, index. 
  
 Kvalitet. 
  
 Betalning. 
  
 Mätning. 
  
 Omförhandling. 
  
 Force Majeure. 
  
 Skiljedomsförfarande. 
  
 De långsiktiga kontrakten kan som tidigare framgått sägas reglera risk- fördelningen mellan köpare och säljare på gasmarknaden. I dessa kon- trakt tar vanligen köparen volymrisken genom den ovan nämnda take or  
 pay-klausulen. 
  Säljaren står oftast för de risker som ändrade prisrelatio- ner kan ge upphov till, eftersom priserna knyts till alternativen snarare än till säljarens kostnader. 
 Det bör betonas att avtalens utformning och längd kan variera för olika typer av slutanvändare. Avtalen är fleråriga och i allmänhet fem- åriga. Det kan dock förekomma både längre och kortare avtal. För in- dustrin ned till ettåriga avtal och för kraftvärmekunder upp till 20 år. 
 Exempelvis kan ett svenskt slutkundsavtal bestå av följande delar: 
  
 Avtalstid. 
  
 Fast avgift. 
  
 Rörligt pris med koppling till, i allmänhet, oljeprodukter. 
  
 Alternativkostnad. 
  
 Ingen take or pay. 
  
 Betalning månadsvis i efterskott. 
  
 Att avtalet inte är av take or  
 pay-typ 
  innebär att kunden betalar på van- ligt sätt för förbrukad mängd gas. Det finns således inga klausuler om minimi- eller maxvolymer, vilket innebär att säljaren tar hela volymris- ken. 
  
 3.5 
  
 Prissättning 
  
 Naturgaspriset på den traditionella naturgasmarknaden baseras i allmän- het på kundens alternativkostnad. Priserna indexeras efter alternativ- kostnaden, vilket i dag så gott som alltid innebär olja (även kol och el kan förekomma). Detta är en form av prisdiskriminering i och med att olika kunder betalar utifrån sin alternativkostnad. 
  
 106  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 Principen med alternativkostnadsprissättning gäller också för mindre kunder. Även om prissättning mot mindre kunder sker via fastställda ta- riffer, så utgår dessa från kundens alternativkostnad. 
 I och med att avtalen baserar sig på kundens alternativkostnad så till- lämpas s.k.  
 net-back-prissättning. 
  Denna s.k.  
 net-back-princip 
  tillämpas för prissättningen mellan alla de olika aktörerna i hela kedjan från kund till gasplattform.  
 Net-back-principen 
  innebär att när en lokal gasleve- rantör förhandlar med den regionala gasleverantören så utgår båda par- ter ifrån den lokala leverantörens kunds alternativkostnad, dvs. det kun- den betalar eller är villig att betala för sin energiförsörjning. Därefter dras leverantörens egna kostnader bort varvid ett pris fås. Denna pris- sättningsprincip gäller sedan i alla led fram till gasutvinningen, dvs. till plattformen. När slutleverantören har en icke homogen kundstruktur tar man hänsyn till detta i prisförhandlingen genom viktning av olika kun- ders alternativkostnader och gasvolymer. 
 Ovanstående prissättningsprincip gäller för den kontinentala delen av Europa (inklusive Sverige). I Storbritannien fungerar det annorlunda. På öppna gasmarknader sker prissättningen ej mot alternativkostnaden utan i stället mot andra leverantörers gaspris. Således sker i Storbritannien en prissättning gas mot gas. I Storbritannien har detta nu även slagit ige- nom på marknaden för privatkunder. 
  
 3.6 
  
 Marknadsutveckling/marknadsöppning  
  
 5 
  
 Det har tidigare konstaterats att det inte finns någon global naturgas- marknad. Ser vi gasmarknaden ur ett globalt perspektiv kan vi mycket grovt dela in den i huvudsakligen tre regioner, Nordamerika, Asi- en/Pacific samt Europa. Situationen för länderna i de olika marknaderna är olika. 
  
 3.6.1 
  
 Nordamerika 
  
 I USA uppgår självförsörjningsgraden till ca 75 procent. Resterande be- hov importeras, till stor del (10 procent) från Kanada. Naturgas har varit en del av den amerikanska energiförsörjningen sedan början av 1900- talet. Hela gassektorn är i stort sett privatägd och antalet aktörer över- stiger flerfaldigt antalet aktörer på den europeiska kontinenten. Den ame- rikanska marknaden karaktäriseras som en mogen marknad och har se- dan 1985 gradvis avreglerats. I grossistledet råder i dag konkurrens, dvs. 
  
 5  
 Avsnittet baseras i huvudsak på CEPS (1998). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gasmarknadens struktur  
 107 
  
 att återförsäljarna kan välja leverantör. Den största utmaningen kvarstår dock, nämligen att ge slutkunderna fritt tillträde. 
  
 3.6.2 
  
 Asien/Pacific 
  
 I Asien råder olika förhållanden. Japan importerar all gas i form av LNG, dvs. flytande naturgas. Australien är helt självförsörjande och ex- porterar gas. I Australien finns regionala monopol, slutanvändare kan ej välja leverantör. Där pågår avregleringsprocessen av naturgasmarknaden och förhandlat tillträde diskuteras. 
  
 3.6.3 
  
 Europa 
  
 Historik 
 Framväxten av naturgas i Europa baserades i början på lokal produktion för lokal användning, såsom t.ex.  
 Po-dalen 
  i norra Italien, vid Walker fynden i södra Frankrike och vid mindre fält i norra Tyskland. Gasmark- naden runt dessa lokala produktionskällor förblev dock liten på grund av den naturliga begränsningen i gasutvinningen. 
 I ett slag ändrades förutsättningarna för den västeuropeiska gasmark- nadens utveckling genom upptäckten av det stora  
 Groningen-fältet 
  i Nederländerna år 1959. Produktionen i Groningen kom igång 1965. Åren därefter blev det ett starkt uppsving i kontinentens gaskonsumtion. Den största delen av produktionen har gått till inhemsk försörjning, men en stor del har även exporterats till främst Belgien, Frankrike och Tysk- land. 
 Den brittiska produktionen i södra Nordsjön startade i slutet av 1960- talet och har hittills i princip enbart gått till att försörja Storbritannien. Den norska gasutvinningen startade först i slutet av  
 1970-talet 
  och i stort sett all produktion exporteras. Exporten till Västeuropa från Algeriet och Ryssland fick först under senare hälften av  
 1970-talet 
  någon väsentlig betydelse. 
 Inom EU är man i dag beroende av import från Norge, Ryssland och Algeriet. Detta beroende kommer att öka i takt med den ökade efterfrå- gan och i takt med att  
 EU-ländernas 
  gasutvinning minskar. 
 Användning 
 Andelen naturgas av den totala primära energianvändningen uppgår in- om EU i dag till i genomsnitt 22 procent. Eurogas gör, som tidigare 
  
 108  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 framgått, bedömningen att andelen kommer att öka kraftigt framöver, eller till mellan 27 och 31 procent år 2020. Detta motsvarar en ökning av naturgasanvändningen i Europa på minst 45 procent 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 Europa beräknas expandera kraftigast är, enligt Eurogas, inom hushållsmarknaden och på elproduk- tionsområdet. Användningen inom den senare sektorn beräknas öka fler- faldigt i absoluta mått. 
 Marknadsförutsättningar 
 I Europa 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 Storbritannien 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 Ruhrgas, nederländska Johnson, danska DONG, svenska Vattenfall Naturgas AB och finska Gasum. 
 Sex av EU:s länder har egen produktion av naturgas: Danmark, Stor- britannien, Frankrike, Italien, Nederländerna och Tyskland. Det finns europeiska exportländer, t.ex. Norge, Storbritannien och Nederländerna, samtidigt som det finns länder som till hundra procent är beroende av gasimport, såsom Belgien, Finland och Sverige. Andra länder, t.ex. Frankrike och Tyskland, importerar den största delen av sitt naturgasbe- hov. Länder med stora importbehov importerar gasen, någorlunda jämnt fördelat, från flera länder. Spanien har i sin lagstiftning (1998) fastslagit att gasimporten från ett enskilt land inte får överskrida 60 procent av den totalt importerade naturgasvolymen. De nationella gasföretagens för- handlingsposition gentemot utländska gasleverantörer är givetvis mindre stark om en leverantör är mycket dominerande. I samtliga exportländer 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gasmarknadens struktur  
 109 
  
 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. Under senare år 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 Storbritannien, 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. Storbritannien har ett reglerat tillträde till näten. I andra länder finns flera överförings- företag, i t.ex. Tyskland finns över 20 stycken, av vilka Ruhrgas är den största. De har dock var och en monopol på gasförsäljningen från sina olika nät. 
 Storbritannien är i dag det enda landet i Europa som har en fullt kon- kurrensutsatt naturgasmarknad. Andra länder som t.ex. Nederländerna och Spanien har påbörjat en öppning av naturgasmarknaden. 
 Marknadsöppning 
 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 Storbritannien, som startade privatiseringen av  
 naturgas-marknaden 
  redan 1986, råder i dag, 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 Storbritannien gick från monopol till konkurrens hade man ett fullt utbyggt gasnät och en naturgasmarknad motsvarande ca 30 procent av den inhemska energianvändningen. Konkurrensutsättning i Storbri- tannien har lett till att nya aktörer uppstått. 
 Genom drifttagandet av Interconnector, naturgasledningen mellan Bacton i England och Zeebrugge i Belgien, hösten 1998, har marknaden 
  
 110  
 Gasmarknadens struktur 
  
 SOU 1999:115 
  
 öppnats för brittiska säljare och kontinentala köpare och vice versa. Till hösten 1998, 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 Europa arbetar, som ovan nämnts, med regelverket för en öppen inre gasmarknad. Spanien har i och med den lagstiftning om kolväten the Spanish hydrocarbon law, som trädde i kraft den 17 september 1998, 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 i dag. 
 Det pågår även strukturella förändringar av gasindustrin. Integration framåt, t.ex. när gasproducenter köper delar av överföringsföretag har blivit allt vanligare under senare år. Integration bakåt är inte lika vanligt, dvs. att distributionsföretag eller överföringsföretag köper in sig i pro- duktionsbolag. 
  
 3.7 
  
 Handel med naturgas 
  
 Det har tidigare nämnts att någon global marknad för naturgas, motsva- rande den för olja, inte existerar i dag. Handeln sker i stället via bilate- rala och ofta mycket långa kontrakt. 
 I Storbritannien, sedan 1994, och i USA finns dock inhemska spot- prismarknader. På en spotprismarknad köper och säljer man en vara för omgående leverans. På mer konkurrensutsatta och samtidigt mogna marknader minskar andelen långa kontrakt. Mellan 15 och 30 procent av den brittiska handeln med naturgas sker på spotmarknaden. Denna andel ökar stadigt och spotpriserna får allt större genomslag på slutkundspri- serna. I USA 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 USA, som numera 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. 
  
 SOU 1999:115 
  
 111 
  
 4 Naturgasen i Sverige 
 Sverige 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 Danmark. 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. 
  
 4.1 
  
 Det svenska naturgasnätet 
  
 4.1.1 
  
 Bakgrund 
  
 1 
  
 Sedan  
 1960-talet 
  har intresset för naturgas i Sverige varierat högst vä- sentligt. År 1979 tog dock intresset en högst konkret form. Bakgrunden var bl.a. reaktorhaveriet i Harrisburg och en strävan att minska oljebero- endet. I samband med behandlingen av regeringens energipolitiska pro- position avslog riksdagen visserligen ett par förberedda importaffärer (Tyskland och Algeriet), men uttalade sig positivt om nödvändigheten att följa naturgasutvecklingen i Norden och därvid bevaka möjligheterna till framtida naturgasimport. 
 Regeringen tog därefter upp förhandlingar med Danmark. Förhand- lingarna resulterade 1980 i ett avtal mellan Sveriges och Danmarks rege- ringar samt ett avtal mellan importören Swedegas AB  
 2  
 och leverantören 
  
 1 
  
 Delavsnittet bygger, där ej annat anges, på Murphy (1990). 
  
 2 
  
 Swedegas AB blev under 1980 ett helägt statligt bolag. Ägarbilden har där- efter förändrats ett antal gånger. Numera ingår företaget i Vattenfallkoncer- nen under namnet Vattenfall Naturgas AB (se avsnitt 4.2). 
  
 112  
 Naturgasen i Sverige 
  
 SOU 1999:115 
  
 DONG (Dansk Olje og Naturgas A/S). Riksdagen godkände affären i juni 1980. 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 DONG leverera 3 105 miljoner m 
 3  
 gas under 18 år med början 1985. Leveranserna skulle i huvudsak avse väst- ra Skåne (Sydgas 1). Under de första fem åren skulle leveranserna bli mycket ojämna, medan de under de därpå följande tretton åren skulle uppgå till 200 m iljoner m 
 3  
 per år. Denna leveransprofil lyckades Sverige sedan omförhandla till en jämn profil. Kontraktet innehöll vidare en möjlighet att på begäran få köpa ytterligare 240 miljoner m  
 3  
 gas per år, dvs. totalt 440 miljoner m 
 3  
 gas per år. Den senare möjligheten förutsatte dock att Danmark tillgodosett sitt eget behov. 
 Transportavtalet gällde dels rättigheterna att transitera gas genom Danmark, dels att utöka kapaciteten i det danska systemet till 2 miljarder m 
 3  
 gas per år. Den sistnämnda delen av avtalet var ett svenskt initiativ. Sverige (Swedegas AB) åtog sig att betala 220 miljoner danska kronor 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 per år. Från svensk sida sågs avtalet således som inledningen till en avsevärt större naturga- sanvändning. 
 I december 1986 tecknades ett nytt importavtal mellan Swedegas AB och dåvarande Dangas  
 3  
 (Dansk Naturgas A/S, ett dotterbolag till DONG). Avtalet avsåg leveranser på 200 m iljoner m 
 3  
 gas per år. Gasen skulle levereras till södra Halland (Sydgas 2) och norra Halland och Göteborg (Västgas 1). 
 År 1989 tecknades ännu ett importavtal mellan Swedegas AB och dåvarande Dangas. Denna gång uppgick leveranserna till 500 m iljoner m 
 3  
 per år, dvs. nästan en fördubbling av den tidigare användningen. Ga- sen skulle utnyttjas inom de befintliga naturgasområdena samt för en planerad utbyggnad norr om Göteborg. 
  
 3  
 Avtalen överfördes till Dangas från DONG. Dangas bytte den 1 juli 1999 namn till DONG Naturgas A/S. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasen i Sverige  
 113 
  
 4.1.2 
  
 Naturgasnätet 
  
 År 1985 började naturgas att användas i Sverige. Uppb yggnaden av na- turgasnätet i Sverige har i grova drag skett i samband de två första avtal som redovisats ovan. Sydgas 1 byggdes upp kring en överföringsledning (transmissionsledning) från Dragör till Ingelstorp vid Helsingborg. I samband med Sydgas 2 byggdes ledningen ut till Halmstad/Falkenberg. Västgas 1 innebar att överföringsledningen byggdes ut till Göteborg (SOU 1995:140). Nätets sträckning framgår av Figur 4.1. 
 Den svenska naturgasen kommer från de danska naturgasfälten i Nordsjön. Den transporteras till den danska gasplattformen vid Simpson fältet. Där passerar gasen en behandlingsanläggning som avskiljer sva- vel, vatten, koldioxid och tyngre kolväten. Från  
 Tyra-plattformen 
  går gasen, via transportledning, vidare till Nybro på Jyllandskusten. Vid Nybro finns ytterligare en behandlingsanläggning, som fungerar som  
 back-up 
  till den på  
 Tyra-plattformen. 
  I Nybro fortsätter gasen in i det danska transportledningssystemet. Den svenska gasleveransen går vidare till Dragör (utanför Köpenhamn) varifrån det svenska överföringsnätet 
 för naturgas utgår. Från Dragör går gasen vidare till Klagshamn utanför Malmö. I Klagshamn finns i dag Sveriges enda mottagningsstation. Ga- sen distribueras sedan vidare i Sverige. 
 Överföringsledningen i Sverige är av stål och dimensionerad för 80 bars tryck och är mellan 600 och 500 mm 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 till 539 km överföringsled- ning (varav ca 20 km är sjöledning), 3 000 km distributionsnät samt 780 km stadsgasnät. 
 Den befintliga naturgasledningen mellan Malmö och Göteborg har en kapacitet på 2 miljarder m  
 3  
 gas per år, vilket motsvarar ca 22 TWh.  
 4  
 Med kompressorer kan kapaciteten öka till ca 30 TWh. 
 I Sverige saknas säsongslager för naturgas. Danmark har däremot två lager. Det danska systemet täcker säsongsvariationerna i Sverige. Det svenska ledningsnätet kan fungera som korttidslager. Den gasvolym som finns i det svenska nätet klarar leveranser något dygn, beroende på efter- frågan. En ny typ av korttidslager är under utveckling i södra Sverige i ett samarbete mellan Sydkraft och Gas De France, s.k. lined rock ca- 
  
 4  
 Kapaciteten är 6 miljoner m  
 3  
 gas per dygn. 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  
 per år. 
  
 114  
 Naturgasen i Sverige 
  
 SOU 1999:115 
  
 vern. Anläggningen planeras kunna tas i drift år  
 2001–2002. 
  Lagrets volym motsvarar 10 miljoner Nm 
 3 
 , dvs. drygt 0,1 TWh. 
 Figur 4.1 Det svenska naturgasnätet 1998 (möjliga expansionsvägar är markera- 
 de med streckad linje). 
  
 Jönköpin g 
  
 Götebor g 
  
 Varberg 
  
 Falkenberg 
  
 Halmstad 
  
 Helsingborg 
  
 Lund 
  
 Malmö 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasen i Sverige  
 115 
  
 4.2 
  
 Aktörer och avtal 
  
 4.2.1 
  
 Aktörer 
  
 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 Johnson (Nederländerna) och Ruhrgas (Tyskland) har mer än 100 gånger så stor försäljning som Vattenfall Naturgas AB. Även i ett nordiskt perspektiv är de svenska aktörerna små. Som framgår av Figur 4.2 är framför allt danska DONG, men även finska Gasum, betydligt större än Vattenfall Naturgas AB. 
 Figur 4.2 Några företags försäljning av naturgas 
 Miljoner m 
 3 
  
 140 
 120 
 100 
 80 
 60 
 40 
 20 
 0 
  
 Gasunie 
  
 Ruhrgas 
  
 DONG 
  
 Gasum 
  
 Vattenfall 
  
 Källor  
 : Se kapitel 9. 
 Den nationella marknaden i Sverige karakteriseras av ett fåtal aktörer, med en särställning för Vattenfall Naturgas AB 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 Sverige  
 SOU 1999:115 
  
 alternativkostnad. 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 Sverige sker all import av naturgas således av Vattenfall Naturgas AB 
 5 
 . Bolaget äger och driver även den svenska överföringsledningen som sträcker sig från Dragör till Göteborg. Vattenfall Naturgas AB har inte något inköpsmonopol. Bolaget har emellertid transporträtt för 6 miljoner m 
 3  
 gas per dygn i det danska systemet, vilket i praktiken utgör ett monopol. Denna rätt upphör enligt avtalet 2005. 
 Vattenfall Naturgas AB var tidigare (sedan 1992) ett helägt dotter- bolag till Vattenfall AB. Vid årsskiftet 1996/97 sålde Vattenfall AB sammanlagt 49 procent av aktierna. Köpare var tyska Ruhrgas AG (14,5 procent), norska Statoil (14,5 procent), danska DONG (10 procent) och finska Neste OY (10 procent). 
 Vattenfall Naturgas AB säljer naturgas till lokala och regionala dist- ributionsbolag, till kraft- och värmeproducenter samt till slutanvändare. De största kunderna är Sydgas AB, Göteborg Energi AB och Varberg Energimarknad AB. Dessa tre kunder köper 97,5 procent av gasimpor- ten, medan återstående andel går till 8 slutkunder. 
 Bland distributörerna är Sydgas AB störst och levererar ca 75 pro- cent av gasen i Sverige. Sydgas AB äger grenledningarna i södra Sverige och svarar för distributionen av naturgas i Skåne och Halland upp till och med Falkenberg. I vissa områden säljer emellertid Sydgas AB gas till lokala underdistributörer som byggt upp lokala distributionsnät. Det gäller Lund, Helsingborg och Ängelholm. Sydgas AB har även viss transporträtt i den svenska överföringsledningen. Företaget köper vissa mängder gas av Vattenfall Naturgas AB och handhar transporten från Dragör. 
  
 4.2.2 
  
 Kontrakt 
  
 Utformning 
 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 Vattenfall Naturgas AB och DONG 
  
 5  
 Tidigare Swedegas AB (jmf. avsnitt 4.1). 
  
 SOU 1999:115  
 Naturgasen i Sverige  
 117 
  
 Naturgas A/S som redovisats i avsnitt 4.1 har en längd på ungefär 20 år och löper ut 2003, 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 Sydgas AB 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 5 år och förlängs sedan normalt med ett år 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. 
 Konkurrensverket har i ett tiotal ärenden prövat ett antal olika sam- arbets- och leveransavtal mellan Vattenfall Naturgas AB och Sydgas AB respektive mellan dessa företag och lokala och regionala distributions- bolag utefter naturgasledningen på den svenska västkusten. I verkets be- slut konstateras att statsmakternas inflytande över introduktionen av naturgas i Sverige varit betydande samt att aktuella avtal, som oftast löper under lång tid, innehåller inköpsåtaganden, ensamrätter och områ- desbegränsningar som kan vara konkurrensbegränsande i konkurrensla- gens mening. Verket noterar vidare att det i dagsläget inte finns någon annan än Vattenfall Naturgas 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 Sverige. Sammantaget ansågs avtalen därför inte begränsa kon- kurrensen på ett märkbart sätt. Avtalen beviljades därmed s.k. icke- ingripandebesked. Konkurrensverket 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 Konkurrensverket 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 Sverige  
 SOU 1999:115 
  
 Prissättning 
 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 Europa. 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.  
 7 
  
 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 Statens energiverk (1987). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasen i Sverige  
 119 
  
 Rent allmänt innebär prisdiskriminering att ett potentiellt konsumen- töverskott kan transformeras till leverantörs- eller producentöverskott. Resultatutvecklingen inom  
 Sydgas-projektet 
  tyder på att det åtminstone initialt uppstod ett relativt stort utländskt producentöverskott. I de kom- mersiella avtalen mellan Swedegas AB och DONG (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 Swedegas AB och den huvudsakliga distributören Sydgas AB innehöll olika förlusttäckningsgarantier etc. Dessa utlöstes senare och kom att leda till ett antal statliga ingrepp och ägarförändring- ar. 
  
 4.3 
  
 Marknad 
  
 4.3.1 
  
 Energianvändning och import 
  
 Den svenska naturgasmarknaden är som tidigare framgått av relativt blygsam omfattning. Naturgasen står för mindre än 2 procent av den to- tala energitillförseln i Sverige. Som framgått av kapitel 2 uppgår mot- svarande andel inom EU till drygt 22 procent. I de områden där naturgas har introducerats står den dock för ca 20 procent av energitillförseln, dvs. på ungefär samma nivå som i Europa. 
 Importen av naturgas från Danmark uppgick 1998 till 852 m iljoner m 
 3 
 , vilket motsvarar ca 9,3 TWh (Figur 4.3). Importen steg kontinuerligt under perioden  
 1985–1993, 
  för att sedan plana ut under ett par år. 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 per år och ledningsnätet har en kapacitet på 2 000 miljoner m  
 3  
 per år (kapaciteten kan som tidigare nämnts ökas ytterligare genom kompresso- rer). 
  
 120  
 Naturgasen i Sverige 
  
 SOU 1999:115 
  
 Figur 4.3 Import av naturgas till Sverige 
 Miljoner m 
 3 
  
 1000 
 900 
 800 
 700 
 600 
 500 
 400 
 300 
 200 
 100 
 0 
  
 Källa  
 : Vattenfall Naturgas AB. 
  
 4.3.2 
  
 Användarsektorer 
  
 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 drygt 42 procent för kraft- och värmeproduk- tion, ca 40 procent inom industrin och ca 17 procent 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 Sverige (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), samtidigt 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 för 1997. Dessa visar 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasen i Sverige  
 121 
  
 att hushåll svarade för ca 5 procent av konsumtionen och fastigheter och mindre industrier för ca 12 procent. 
 Tabell 4.1 Användningen av naturgas fördelat på olika sektorer 
 Procent 
  
 1985 
  
 1990 
  
 1993 
  
 1997 
  
 Industri 
  
 86,4 
  
 46,6 
  
 36,0 
  
 40,2 
  
 Bostäder 
  
 7,5 
  
 15,4 
  
 16,6 
  
 17,3 
  
 Kraft- och värmeverk 
  
 6,1 
  
 38,0 
  
 47,4 
  
 42,5 
  
 Källa  
 : Vattenfall Naturgas AB. 
 När beslutet om Sydgasprojektet togs var avsikten att en betydande an- del av gasen skulle ersätta dyrare energiformer än tjock eldningsolja, dvs. att gasen skulle gå till kunder med förhållandevis stor betalnings- vilja (Moberg, 1990). Som framgått tidigare uppnåddes detta mål inte inledningsvis. Konsumtionen försköts i riktning mot tjockoljeersättning och kom att orsaka förluster. Det är oklart om målet uppnåtts senare. Fortfarande har t.ex. hushållen, den högstbetalande kundkategorin, en relativt låg andel av gaskonsumtionen. Hushållens användning av natur- gas för uppvärmning svarar endast för  
 3–4 
  procent av den totala gas- konsumtionen. 
  
 4.3.3 
  
 Prognoser 
  
 Några mer uttalade prognoser för den outnyttjade kapaciteten i lednings- nätet saknas. Enligt Vattenfall Naturgas AB finns det högt räknat en to- tal potential på ca 1,5 miljarder m  
 3  
 i anslutning till det nuvarande led- ningsnätet. En eventuell volymökning är i första hand aktuell för kraft- värmeproduktion. Utbyggnaden av kraftvärme anses dock hämmas av skattesystemets utformning och ett lågt elpris. En mycket stor del av in- dustrierna i befintligt område är i dag anslutna till gassystemet. Hus- hållssektorn har dock en relativt låg anslutningsgrad, vilket till stor del förklaras av att fjärrvärmen är väl utbyggd inom området. 
 Endast en begränsad expansion av leveranserna förväntas om inte en utbyggnad av nätet sker. Det pågår också vissa analyser om en utbygg- nad av det befintliga gasnätet. Sydgas AB analyserar t.ex. en utbyggnad mellan Hyltebruk och Jönköping. Vattenfall Naturgas AB har analyserat en utbyggnad nordväst om Göteborg. 
 Det har genomförts ett antal studier som analyserat förutsättningarna och potentialen för en ökad gasutbredning i Sverige och Norden. Dessa 
  
 122  
 Naturgasen i Sverige 
  
 SOU 1999:115 
  
 studier redovisas dock i kapitel 5, som analyserar naturgasfrågan i Williamson rige, närområdet och Europa. 
  
 4.4 
  
 Beskattning 
  
 4.4.1 
  
 Utformning 
  
 Energi- och miljöskatterna utgörs i princip av energiskatt, koldioxid- skatt, svavelskatt och en miljöavgift för utsläpp av kväveoxider. 
 Energi- och miljöskatterna skiljer sig åt mellan olika användare och olika energislag. 
 8  
 Fossila bränslen, som säljs eller används för uppvärm- ning, belastas med både energi- och koldioxidskatt. Bränslen som an- vänds för elproduktion är befriade från både energi- och  
 koldioxid-skatt. 
  Den producerade elen beskattas i konsumentledet. För samtidig produk- tion av värme och el, s.k. kraftvärme, gäller särskilda regler. Biobränslen är obeskattade för alla användare. Torv belastas med svavelskatt. 
  
 Energiskatt  
 utgår för el (differentierad beroende på vem som konsu- merar elkraften och var i landet den konsumeras) och alla bränslen utom biobränslen och torv (reglerna för elproduktion framgår ovan). Sedan 1993 betalar industrin ingen energiskatt. 
  
 Koldioxidskatt  
 belastar alla bränslen utom biobränslen och torv (beräknas utifrån kolinnehållet i bränslet). Bränslen för elproduktion belastas inte med koldioxidskatt. Industrin betalar 50 procent av den koldioxidskatt som betalas av övriga användare. 
  
 Svavelskatt  
 tas ut vid både el- och värmeproduktion och utgår i prin- cip för kol, torv och eldningsolja. Avdrag i bränsledeklarationen får gö- ras för anläggningar som renar utsläppen. 
 En miljöavgift för utsläpp av  
 kväveoxider  
 utgår vid el- och vär- meproduktion (pannor, gasturbiner och stationära förbränningsanlägg- ningar). Avgiften är statsfinansiellt neutral eftersom pengar betalas i proportion till respektive anläggnings energiproduktion och utsläpp. De anläggningar som har lägst utsläpp får avgiften tillbaka medan de med de största utsläppen blir nettobetalare. 
 Energi- och miljöskatterna för olika energikällor framgår samman- fattningsvis av Tabell 4.2. Industrin betalar 50 procent av koldioxid- skatten, och ingen energiskatt. Tabellen är översiktlig eftersom det finns ett antal undantags- och nedsättningsregler som inte redovisas här. 
  
 8  
 Beskrivningen av skattesystemet baseras på Statens energimyndighet (1998). Beskrivningen är översiktlig och utöver de komponenter som redovisas här finns ett antal undantag och speciella nedsättningsregler. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasen i Sverige  
 123 
  
 Tabell 4.2  
 Energi-, 
  koldioxid- och svavelskatt från den 1 januari 1999 för icke- industriell förbrukning, öre per kWh (exklusive moms) 
  
 Bränsle 
  
 Energi- 
  
 Koldioxid- 
  
 Svavel- 
  
 Total 
  
 skatt 
  
 skatt 
  
 skatt 
 1 
  
 skatt 
  
 Eldningsolja 1 
  
 7,5 
  
 10,6 
  
 - 
  
 18,1 
  
 Eldningsolja 5 
  
 6,8 
  
 9,7 
  
 1,0 
  
 17,5 
  
 Kol 
  
 4,1 
  
 12,1 
  
 2,0 
  
 18,2 
  
 Gasol 
  
 1,1 
  
 8,6 
  
 - 
  
 9,7 
  
 Naturgas 
  
 2,2 
  
 7,3 
  
 - 
  
 9,5 
  
 Morris 
  
 - 
  
 - 
  
 1,5 
  
 1,5 
  
 Biobränsle 
  
 - 
  
 - 
  
 - 
  
 0,0 
  
 El, norra Sverige 
  
 9,5 
  
 - 
  
 - 
  
 9,5 
  
 El, övriga 
  
 15,1 
  
 - 
  
 - 
  
 15,1 
  
 El, fjärrvärmepro- 
  
 9,5 
  
 - 
  
 - 
  
 9,5 
  
 ducenter, norra Williamson 
  
 rige 
  
 El, fjärrvärmepro- 
  
 12,8 
  
 - 
  
 - 
  
 12,8 
  
 ducenter, övriga 
  
 1 
 Svavelskatt uppgår till 30 kronor per kilogram svavelutsläpp på kol och torv samt 27 kronor per kubikmeter för varje tiondels viktprocent svavelinnehåll i olja. Beräkning- arna i tabellen av skatt per kWh baseras på en schablon över utsläppen. Vissa värme- företag har dock en effektivare rening så att svavelskatten kan uppgå till lägre nivåer än de som anges i tabellen. 
  
 Källa  
 : SOU 1999:5 och Statens energimyndighet (1999). 
 Vid en internationell jämförelse ligger skatten på naturgas på en hög nivå i Sverige. Samtliga övriga  
 EU-länder 
  har en lägre skatt på naturgas än 
 Sverige (Eurogas, 1998b). Den alternativkostnadsprissättning som till- lämpas för gas kan dock innebära att den jämfört med alternativbränsle- na lägre skattesatsen i praktiken inte alltid kommer slutkunderna tillgo- do. 
 Det bör påpekas att det pågår en översyn av energiskattesystemet i Sverige. 
  
 4.4.2 
  
 Ekonomiska risker 
  
 Energi- och miljöbeskattningen anses ha stor betydelse för viljan att in- vestera i anläggningar för gastransport och gaskraftproduktion (se kapi- tel 3). Framför allt gäller det förändringar i skattesystemet som inte är möjliga att förutse. En orsak är att transport av gas kräver omfattande investeringar i infrastruktur i form av rör, reglerstationer, lager m.m. Den eller de aktörer som gör denna investering exponerar sig därmed för konsekvenser av ändrade skatteregler (och naturligtvis ändrade bränsle- prisrelationer) på ett mer långsiktigt sätt än vad som är normalt vid an- 
  
 124  
 Naturgasen i Sverige 
  
 SOU 1999:115 
  
 nan bränslehantering. Kapitaltunga investeringar medför stora kostnader innan intäkterna börjar flyta in. De är därför starkt beroende av långsik- tiga och förutsägbara regler (SOU 1995:140). 
 Kontraktens längd och prissättningen (priset baseras som tidigare nämnts på alternativa bränslekällor) medför att lönsamheten kan påver- kas starkt av skatteförändringar. En sänkning av t.ex. energiskatten på olja, som innebär att priset måste sänkas, kan innebära ett betydande in- komstbortfall för importören. Om importören dessutom inte får avsätt- ning för hela mängden på grund av en skatteförändring är han ändå för- pliktigad att betala exportören en viss andel av den kontrakterade, men ej levererade, gasen. 
 Sverige har haft frekventa ändringar av energibeskattningen och i vis- sa fall har lönsamheten av verksamheten med naturgas påverkats påtag- ligt. Enligt importkontraktet med DONG var inte förändrade skatter skäl att omförhandla avtalsvillkoren. Gaspriset sätts dock ofta i relation till de bränslen det konkurrerar med. År 1993 sänktes  
 energi-skatterna 
  för industrin, vilket innebar att gasimportören enligt avtalen tvingades sänka priset till kunderna utan motsvarande nedsättning av importpriset. Skat- teomläggningarna orsakade ett betydande intäktsbortfall och medförde att gasimportören fick skriva ned det bokförda värdet på den befintliga överföringsledningen till 0 kronor (SOU 1995:140). Mot bakgrund av senare resultatförbättringar samt en förväntad god ekonomisk framtid för bolaget beslöt styrelsen att 1997 skriva upp det bokförda värdet av ledningssystemet. 
 Det bör dock betonas att en höjning av energiskatten på t.ex. olja kan påverka vinstmarginalen i positiv riktning. I det fall som redovisats ovan skulle importören kunna höja priserna till sina kunder utan motsvarande höjning av importpriset. Det kan också vara värt att poängtera att om ökad konkurrens leder till att den nuvarande alternativkostnadsprissätt- ningen avvecklas och att gas därmed får ett eget pris, så kommer kon- sekvenserna av ändrade skatteregler för andra bränslen att minska i be- tydelse. 
  
 SOU 1999:115 
  
 125 
  
 5 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 Vid slutet av  
 1980-talet 
  bedömdes förutsättningarna vara goda för en storskalig naturgasintroduktion i Sverige under  
 1990-talet. 
  Till grund för bedömningarna låg bl.a. beslutet om att stänga av två kärnkraftsreakto- rer åren 1995 och 1996. Vid slutet av  
 1980-talet 
  bedrevs förhandlingar mellan Swedegas AB (nuvarande Vattenfall Naturgas AB), norska GFU (Gassforhandlingsutvalget) och sovjetiska Sojuzgasexport om leveranser av gas till Mellansverige för bl.a. kondenskraftproduktion. I Storstock- holmsområdet planerade Werner för gasleveranser från en natur- gasledning genom Mellansverige. 
 Efter skattereformen år 1990 (då koldioxidskatt infördes och skatten på naturgas ökade) och 1991 års energipolitiska beslut (se avsnitt 5.3) gjordes den politiska bedömningen att förutsättningarna för en natur- gasutvidgning inte längre var goda och Swedegas AB lade utbyggnads- planerna i Mellansverige på is. STOSEB GAS fortsatte att diskutera till- försel av gas från Haltenbanken utanför Trondheim via Bergslagen–  
 Gävle–Stockholm 
  och vidare till Finland. Också detta projekt befanns till slut vara förenat med alltför höga risker. Särskilt ansågs risken för skatteändringar vara alltför stor. 
 Under senare år har frågan om en utbyggnad av det svenska natur- gasnätet åter aktualiserats. Diskussionen förs nu med delvis andra för- tecken.  
 1980-talets 
  planer var i huvudsak baserade på bedömningar av de framtida svenska försörjningsbehoven och marknadsförutsättningarna i övrigt inom landet. I dag är frågan även starkt relaterad till energiför- sörjningen i närområdet och i hela Västeuropa. Vidare har kraven på åt- gärder för att motverka klimatförändringarna vuxit sig allt starkare un- 
 der  
 1990-talet, 
  och därmed har naturgasen fått en a vgörande betydelse i många länders klimatpolitiska strategier. 
 Här ges först, i avsnitt 5.1, en kort översikt över viktiga ändringar under  
 1990-talet 
  av förutsättningarna för naturgast illförsel inom Öster- sjöområdet och i Europa i stort. I avsnitt 5.2 redovisas  
 energi-samarbetet 
  inom Norden och Östersjöregionen, som är av betydelse för frågan om ökad svensk naturgasanvändning. Avsnitt 5.3 innehåller en redogörelse 
  
 126  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 för den svenska energipolitiken och Sveriges ställningstaganden till na- turgassamarbete. Avslutningsvis redovisas övergripande, i avsnitt 5.4, tre aktuella studier, Nordic Gas  
 Grid-studien, 
  North Transgas OY- studien och The Baltic Gas Interconnector. 
  
 5.1 
  
 Förutsättningarna i omvärlden 
  
 5.1.1 
  
 Östersjöområdet 
  
 Östersjöregionen omringas av gasfyndigheter i Nordsjön, Norska havet, Barents hav och Ryssland. De nederländska och engelska gasreserverna är relativt begränsade och kan inte bedömas få någon avgörande betydel- se för gasförsörjningen i Östersjöregionen. Tyskland försörjs med natur- 
 gas genom flera ledningar från såväl nordsjöfälten som Ryssland. Fin- land och de baltiska staterna är däremot endast knutna till det ryska för- sörjningsnätet. Sverige och Danmark försörjs från de danska fyndighe- terna i Nordsjön. Danmark har också en ledning till kontinenten, vilket i sin tur innebär att även Sverige är sammankopplat med det kontinentala systemet. 
 Naturgas har en allt större betydelse för energiförsörjningen i Öster- sjöregionen som helhet. Samstämmiga bedömningar tyder på att mark- naden för naturgas under de närmaste åren kommer att öka avsevärt, framför allt i Östeuropa. I Norden är gasens andel av energianvändning- en störst i Finland och Danmark (ca 10 procent respektive ca 20 pro- cent). År 1997 såldes i Finland 3,5 m iljarder m 
 3  
 gas och i Danmark 3,6 miljarder m 
 3  
 gas. I Sverige såldes ca 0,9 miljarder m  
 3  
 gas och i Norge används i stort sett inte gas. 
 Det tyska naturgasnätet är väl utbyggt och naturgasen svarar för mer än en femtedel av den tyska energianvändningen. Också i de baltiska länderna och Ryssland är naturgasen etablerad. I Polen motsvarar natur- gasandelen ca 10 procent av energianvändningen. 
 Norge och Ryssland är mycket stora gasproducenter och gasexportö- rer. Även Danmark har gaskällor och viss export till både Sverige och Tyskland. Några år in på  
 2000-talet 
  kommer dock Danmark att vara i behov av import av gas. Finland importerar rysk gas, och från såväl gas- företagens som från den finska regeringens sida finns ett stort intresse av en hopkoppling med det europeiska naturgasnätet. De baltiska staterna är endast kopplade till det ryska nätet. Även från dessa länder finns ut- talade önskemål om att integreras med Europa. Från rysk sida finns ett behov av att erhålla en alternativ transportled till de stora marknaderna på kontinenten. 
  
 SOU 1999:115  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 127 
  
 En sammanbindning av naturgasnäten i Östersjöområdet skulle inne- bära att tillförselmöjligheterna och försörjningstryggheten ökade i hela regionen. Konkurrensen på gasmarknaden i de nordiska, baltiska och öv- riga europeiska länderna skulle öka. Den stora lagringskapaciteten i Lettland skulle kunna utnyttjas. 
 Naturgasimporterande länder strävar efter att öka försörjningstrygg- heten genom att förlita sig på mer än en leverantör. Förutom en ökad le- veranssäkerhet ger tillgången till konkurrerande leverantörer också en bättre utgångspunkt i prisförhandlingarna. I Östersjöområdet är det egentligen endast i Tyskland, och i viss mån i Polen och Danmark, som en sådan situation föreligger. 
 Finland och de baltiska staterna har ett starkt intresse av en förbin- delse med det kontinentala gasnätet. Finland planerar att öka använd- ningen av naturgas väsentligt, men det är då nödvändigt att inte vara hänvisad till leveranser från enbart Ryssland (även om tillförseln däri- från hittills har varit mycket stabil). De baltiska staterna eftersträvar också en alternativ tillförselväg. 
 Strävandena hos länderna på andra sidan Östersjön att kopplas till det västeuropeiska gasnätet sammanfaller också med ryska exportintres- sen. Det ryska gasföretaget Beck vill diversifiera sina transportvägar till det kontinentala nätet. De befintliga ledningarna till kontinenten går genom Ukraina och Vitryssland, vilket ger en viss osäkerhet beträffande framtida leveranser. En utbyggnad av det nordiska gasnätet, som också ger Beck en exportväg genom de politiskt stabila nordiska länderna, har sedan länge varit ett ryskt önskemål. Den s.k. Nordiska gasaxeln, från Finland genom Mellansverige till Nordsjön, har länge varit hu- vudalternativet. 
 För Ryssland är sannolikt inte en sammankoppling entydigt positiv. Å ena sidan skulle avsättningsmöjligheterna för rysk naturgas öka, men 
 å andra sidan skulle man riskera konkurrens om de nuvarande kunderna i Polen, Baltikum och Finland, vilka nu är helt beroende av rysk gas. Samtidigt kan det vara en fördel att försörjningstryggheten ökar i St Pe-  
 tersburgs-området 
  och Kaliningrad. Omvänt gäller naturligtvis att en sammankoppling också skulle påverka avsättningsmöjligheter och kon- kurrenssituation för norsk gas. 
 Också från norsk sida söker man nya tillförselvägar till Östersjöom- rådet. Förhandlingar pågår mellan norska GFU (Gassforhandlings- utvalget) och det statliga danska gasföretaget DONG Naturgas A/S med sikte på inköp av norsk gas. GFU har också inlett förhandlingar med det polska gasföretaget (POGC). Norsk gas skulle kunna levereras till Polen via Danmark eller genom Tyskland. 
  
 128  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 5.1.2 
  
 Gasmarknaden i Europa 
  
 För konsumentländerna i Västeuropa är också nya tillförselvägar genom Östersjöområdet av stort intresse. Flera och säkrare leveransvägar från Ryssland ökar leveranssäkerheten och konkurrensen på den europeiska gasmarknaden. Också Danmark har intresse av en sådan utbyggnad, ef- tersom de danska gasfyndigheterna beräknas ge ett minskat utbyte under kommande år samtidigt som landet planerar en stor satsning på naturgas. Ökningen i gasanvändningen måste därför delvis baseras på importerad gas, och då skulle det vara av värde för landet att ha närmare tillgång till leveranser från Ryssland. 
 På kontinenten svarar naturgasen för en mycket större andel av den totala energianvändningen än den gör i Sverige. Förbrukningsmönstret är också annorlunda än i Sverige. Ofta utgör naturgasbaserade elproduk- tionsanläggningar baslastanläggningar med mycket långa drifttider. På kontinenten är dessutom andelen hushåll med gasförsörjning mångfaldigt större än i Sverige. Detta leder till att naturgasen kan köpas med hög ut- nyttjningstid. 
 Naturgas ansågs inom EU länge som ett så rent och effektivt bränsle att det borde förbehållas industriprocesserna och tätortsuppvärmningen. För elproduktion var användningen av naturgas genom ett  
 EG-direktiv 
  förbjuden, i stället borde kol och möjligen olja användas. Under det se- naste årtiondet har politiken ändrats, och naturgasen är nu det viktigaste bränslet för nya och ombyggda kraftverk.  
 EG-direktivet 
  avskaffades 1990. 
 Andelen naturgas i den totala europeiska energianvändningen ökar, bl.a. som ett resultat av miljö- och klimatpolitiska hänsyn, och genom att naturgaspriset har uppvisat en sjunkande tendens på grund av sjunkande oljepriser. Den ökande naturgasanvändningen förväntas fortsätta och ett gap mellan tillgång och efterfrågan väntas några år in på  
 2000-talet. 
  De inhemska källorna i EU sinar, och ett ökat importberoende från län- der utanför EU blir följden (se avsnitt 2.3.3). Det är då frågan om import från Norge, Ryssland och Algeriet. Även Iran, Nigeria och Quatar har gasfyndigheter. 
 Det ryska naturgasföretaget Beck har bedrivit en aktiv mark- nadspolitik, som bl.a. syftar till att diversifiera transportvägarna till det kontinentala nätet. Gazprom har samarbetsavtal med flera kraft- och in- dustriföretag, i t.ex. Tyskland, Frankrike och Italien, avseende bl.a. tek- nisk utrustning och marknadsföring samt är i vissa fall delägare i led- ningsnät. Gazprom har också visat ett starkt intresse för en gasledning från Finland genom Sverige till Danmark eller Tyskland. Det är då inte primärt den svenska marknaden som är av intresse, utan främst möjlig- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 129 
  
 heten att få ytterligare en säker tillförselväg till den europeiska markna- den. 
 Förbrukningen av gas i Västeuropa har ökat kraftigt de senaste de- cennierna. Gasens andel av primärenergiförbrukningen har under de se- naste 35 åren ökat från 2,5 procent till drygt 20 procent. Gasen har till stor del ersatt olja och kol. Storbritannien, Tyskland, Frankrike, Neder- länderna och Italien är, som framgått av kapitel 2, de viktigaste konsu- mentländerna och svarar för drygt fyra femtedelar av den totala använd- ningen. Ungefär två tredjedelar av gasen kommer från källor inom EU (Nederländerna, Storbritannien, Danmark, Tyskland, Italien och Frank- rike). Av resterande delar importeras hälften från Ryssland och ungefär en fjärdedel från vardera Norge och Algeriet. 
 Det finns, som framgått av kapitel 2, i huvudsak två orsaker till att efterfrågan på naturgas ökar i Europa. En orsak är att gasen har sådana fördelar jämfört med kol och olja, att en ökad naturgasanvändning för många länder har blivit en huvudstrategi i miljö- och klimatpolitiken. En övergång sker från subventionerad kol till gas i elproduktionen, där s.k. kombicykelteknik med naturgas framstår som ett ekonomiskt mycket konkurrenskraftigt alternativ. Den andra orsaken är att tillgången på nordsjöolja har kulminerat. En ökad andel naturgas i energitillförseln är ett led i strävan att undvika ett starkare framtida beroende av olja från Mellanöstern. 
 En konkurrensutsatt marknad för naturgas är ett viktigt inslag i full- bordandet av EU:s inre marknad för energi. Det centrala i EU- kommissionens vitbok från januari 1996 är energifrågornas strategiska betydelse för möjligheterna att stärka industrins konkurrenskraft, för- sörjningstryggheten och hänsynstagandet till miljön  
 (EU-kommissionen, 
  1996b). Energisektorns utveckling har ett starkt samband med såväl möjligheterna att uppnå resultat inom m iljöområdet som med strävanden att bidra till den ekonomiska, sociala och miljömässiga utvecklingen i bl.a. länderna kring Östersjön. I energisektorn finns det dessutom starka samband mellan  
 EU-länderna, 
  såväl fysiskt (el- och gasledningar m.m.) som ägarmässigt. En ökad diversifiering och leveranssäkerhet är ett av huvudmålen för EU:s energipolitik. Tillförsel av gas från flera leveran- törsländer ses som mycket viktigt ur säkerhetssynpunkt och anses också vara av stor betydelse för konkurrensen, ökat konsumentinflytande och sänkta gaspriser på den europeiska gasmarknaden. Konkret drivs denna politik inom EU bl.a. genom ekonomiskt stöd till s.k.  
 TEN-projekt 
  (Trans European Network) på el- och naturgasområdet. Projekten skall bidra till att knyta samman ledningsnäten. 
  
 130  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 5.2 
  
 Energisamarbete i Norden och Östersjöregionen 
  
 5.2.1 
  
 Mellanstatligt samarbete 
  
 I norra Europa har det ökade intresset för naturgas tagits upp i det mel- lanstatliga energisamarbetet. Det är ett viktigt inslag i den omfattande verksamhet på energiområdet som är inriktad på ett utvidgat Östersjö- samarbete. Målet för detta samarbete överensstämmer därmed väl med EU:s allmänna energipolitiska mål. 
 Vid ett möte i Bergen den 27 juni 1997 kom de nordiska statsminist- rarna överens om ett samarbete för att förverkliga visionen om en hållbar energiförsörjning runt Östersjön. Statsministrarna uttryckte denna över- enskommelse i en gemensam deklaration,  
 Bergendeklarationen 
 , och gav energiministrarna i uppdrag att närmare undersöka vilka mö jligheter och åtgärder som kan vidtas för att främja utvecklingen inom området. 
 Statsministrarna uttryckte i deklarationen den gemensamma uppfatt- ningen att länderna runt Östersjön står inför stora förändringar på miljö- 
 och energiområdet, och att det därför krävs både en långsiktig tillgång på energi, för att säkerställa utveckling och sysselsättning, och ett energi- system som tillmötesgår kravet på en bärkraftig utveckling. Därför efter- strävas en politisk, ekonomisk och teknologisk integration i Östersjöom- rådet. 
 Beträffande naturgasens betydelse i detta sammanhang konstaterade statsministrarna bl.a. följande: 
 Vi är eniga om att naturgas är den mest miljövänliga energikällan bland de fossila bränslena. En ökad och effektiv användning av naturgas i län- derna runt Östersjön bidrar till att reducera utsläpp av koldioxid och andra klimatpåverkande gaser genom att användningen av kol och olja kan minska. 
 De nordiska energiministrarna lämnade sin huvudrapport, den s.k.  
 Hunter genrapporten 
 , i maj 1998. Den utmynnar i ett antal slutsatser samt en rad åtgärdsrekommendationer. 
 Energiministrarna rekommenderade att en nordisk projektgrupp för naturgasfrågor skulle inrättas för att bl.a. behandla resultatet av Nor- dic Gas  
 Grid-studien, 
  som då snart skulle avrapporteras. Behovet av ett utvidgat samarbete mellan Östersjöländerna om regelverk för utbyggnad och utnyttjande av gas- och elnätverk skulle också behandlas närmare. Ett flertal klimatpolitiska projekt föreslogs vidare, framför allt med in- riktning på användningen av s.k. flexibla mekanismer i regionen. 
 Vid ett nordiskt energiministermöte i Trondheim den 10 juni 1998 be- slöt ministrarna om uppföljningen av Bergendeklarationen. Nordiska ar- 
  
 SOU 1999:115  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 131 
  
 betsgrupper etablerades för el- och gassamarbete inom Östersjöregionen, och en särskild arbetsgrupp under energi- och miljöministrarna gavs nya uppgifter på det klimatpolitiska området. Arbetet för ett utvidgat Öster- sjösamarbete inriktades i ett första steg mot det möte med Östersjö- ländernas energiministrar som skulle äga rum i Stavanger i december månad. 
 Ungefär samtidigt, den 4 juni 1998, bjöd  
 EG-kommissionen 
  (DG XVII) in Östersjöländerna (Östersjörådets länder) till ett möte för att bil- 
 da en  
 Baltic Energy Task Force 
 . Huvudsyftet med detta initiativ var att arbeta fram en översikt av viktiga energiinvesteringsprojekt i regionen, och att förbättra förutsättningarna för deras finansiering. Vid mötet re- dovisade alla länder en positiv inställning till initiativet men varnade samtidigt för dubbleringar av aktiviteter som redan pågår i området. Av denna orsak träffades en överenskommelse om samarbete mellan Nor- diska ministerrådet och Baltic Energy Task Force inkluderande gemen- samma arrangemang och förberedelser inför energiministermötet. 
 Inom ramen för detta samarbete arrangerades i november 1998 ett naturgasseminarium i St Petersburg med deltagare från industri och myndigheter. Vid seminariet behandlades den då nyligen presenterade Nordic Gas  
 Grid-rapporten, 
  se vidare avsnitt 5.4. 
 I Stavanger den 1 december 1998 möttes  
 Östersjöländernas energi- ministrar 
 . Det var första Östersjömötet på ministernivå om energi. Även  
 EU-kommissionären 
  för energifrågor, Horne, var represen- terad mötet. 
 Vid mötet behandlades framför allt förutsättningarna för samarbete i el- och gasfrågor samt på det klimatpolitiska området. Energiministrarna var överens om att främja energiproduktion från ekonomiskt bärkraftiga och mer miljövänliga energikällor, utveckla infrastruktur över gränserna, utveckla ett stabilt ramverk bl.a. för att uppmuntra privata och offentliga investeringar samt att arbeta för en sund konkurrens mellan olika energi- källor. 
 Ministrarna var eniga om att en ökad integration av el- och gas- marknaderna är nödvändig för en effektivare och miljövänligare energi- användning. De konstaterade att förutsättningarna för en ökad integra- tion är att steg tas mot en harmonisering och bearbetning av lagar, regler och föreskrifter avseende miljö och handel. 
 Ministrarna beslöt att mötas igen i Finland hösten 1999. Inför detta möte beslöts att fyra arbetsgrupper skulle utarbeta förslag till gemen- samma åtgärder på de områden som identifierats vara de viktigaste för utvecklingen av en hållbar energiförsörjning i området. Två länder delar ordförandeskapet för vardera av de fyra arbetsgrupperna – el, gas, kli- matpolitik och energieffektivisering. 
  
 132  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 Under år 1999 planeras fortsatta konferenser om  
 el-, 
  gas- och klimat- frågor samt om bl.a. kraftvärme och regionala investeringsfrågor. Grup- pernas arbete skall avrapporteras inför energiministermötet i Helsingfors den 25 oktober 1999. Där skall också Baltic Energy Task Force, som ovan nämnts, lämna en slutrapport. 
  
 5.2.2 
  
 Baltic Gas, samarbete mellan gasföretagen 
  
 Med anledning av den ökade politiska och ekonomiska integrationen och Östersjöområdets betydelse avseende nya möjligheter för naturgasen träffades ledningarna för alla de stora gasbolagen inom Östersjöregionen 
 i Danmark den 11 och 12 februari 1999 för en andra  
 Baltic Gas Summit 
 . Konferensen koncentrerade sig på utvecklingen av energimarknaden i 
 Östersjöregionen. Representanter från kommissionen redogjorde för sina visioner, där nödvändigheten av integration av ländernas energimarkna- der underströks liksom även naturgasens betydelse för att uppnå en ut- hållig och säker energiförsörjning i området. Vidare poängterades vikten av samarbete mellan gasföretag och myndigheter samtidigt som behovet av ett mer formellt samarbete mellan gasföretagen underströks. 
 Diskussionerna mellan gasföretagen och inbjudna representanter för kraftbolag bekräftade visionen om gassektorns utveckling. Vidare beto- nades att gas- och kraftsektorerna kommer att bli mer integrerade fram- över och ett förslag från kraftbranschens företrädare till en gemensam kraft- och gasstudie diskuterades. 
 Ett resultat av mötet blev att ett mer formaliserat samarbete mellan gasföretagen skall organiseras. En arbetsgrupp upprättades, med repre- sentanter för fem gasföretag (DONG, Ruhrgas, Fortum Group, Warner och Vattenfall), för att formera den nya organisationen, Baltic Gas. Arbetsgruppen skall också inleda en dialog med kraftföretagens samarbetsorganisation Baltrel för att diskutera förslaget om en gemen- sam  
 el–gas-studie. 
  Nästa Baltic Gas Summit kommer att hållas i Polen år 2000. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 133 
  
 5.3 
  
 Sverige 
  
 5.3.1 
  
 Energipolitiken i Sverige 
  
 Riksdagen antog 1988 riktlinjer för naturgasanvä ndningen i Sverige (prop. 1987/88:90, bet. 1987/88:NU40, rskr. 1987/88:34). I regeringens proposition till riksdagen anfördes att naturgas kunde bli ett intressant alternativ i svensk energiförsörjning. På medellång sikt fanns en potenti- ell marknad för oljeersättning, ersättning av elenergi för värmeproduk- tion samt kraftvärmeproduktion. Det kunde också i ett senare skede – kring sekelskiftet – bli aktuellt med större volymer, om gasen visade sig vara konkurrenskraftig för produktion av elenergi i samband med kärn- kraftsavvecklingen. Ett ytterligare scenario som sades vara av intresse för Sverige var transitering av naturgas genom landet för avsättning på den europeiska gasmarknaden. 
 Det betonades dock att avgörande för naturgasens roll i det svenska energisystemet var dess konkurrenskraft gentemot övriga tillgängliga energislag. Till detta kom att kraven på försörjningstrygghet och miljö- hänsyn måste kunna uppfyllas. Vid en bedömning av gasens konkurrens- kraft var det vidare viktigt att beakta att Sverige inte har ett fullt utbyggt naturgasnät. Kostnadsaspekterna kommer därför att väga tungt. Förut- om kostnaderna för själva gasen måste även kostnader för investeringar i infrastruktur inkluderas. Samma sak gäller kostnader för beredskapslag- ring och kostnader som uppkommer på grund av skärpta miljökrav. 
 Beträffande kraven på försörjningstrygghet nämndes som en vägle- dande princip att vårt framtida energisystem skulle kännetecknas av sä- ker tillförsel. En självklar strävan var därför att naturgas kunde tillföras landet från två leveranspunkter och från sinsemellan oberoende leveran- törer. 
 Sammanfattningsvis angavs följande krav som samhället måste ställa för en väsentligt utökad naturgasanvändning i Sverige: 
  
 Tillförseln måste ske i överensstämmelse med de energipolitiska rikt- linjerna. Således måste de samhälleliga målen angående leveranssä- kerhet, beredskapslagring och miljö kunna nås. 
  
 Inköp av gas måste ske efter strikt kommersiella principer. Gasen måste av egen kraft kunna konkurrera på den svenska energimarkna- den. De kommersiella förhandlingarna skall genomföras på företags- planet. Kontrakt om gasköp bör innehålla omförhandlingsmöjligheter och prisindexeringsprinciper som är relevanta för konkurrenssituatio- nen på den svenska marknaden. 
  
 Den samhälleliga bedömningen av ett naturgasprojekt görs i samband med tillståndsprövning enligt lagen ( 1978:160) om vissa rörledningar. 
  
 134  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 1991 års energipolitiska beslut (prop. 1990/91:88) innebar ingen föränd- ring av dessa krav eller förutsättningar, men gav en mer dyster bild av naturgasens framtid i Sverige. Det konstaterades att med den starka kraftbalans som rådde kunde inte någon nämnvärd utvidgning av natur- gasområdet förutses under tiden fram till mitten av  
 1990-talet. 
  Det an- fördes vidare att naturgas och biobränslen var konkurrerande bränslen i bl.a. kraftvärmen. Det bedömdes dock att naturgas skulle kunna utnytt- jas inom det nuvarande naturgasområdet i södra och västra Sverige utan att detta skulle inskränka på förutsättningarna att utveckla biobränslean- vändningen i landet som helhet. Det framhölls i propositionen att vid valet mellan fossila bränslen gav naturgas lägst utsläpp av koldioxid. 
 I regeringens proposition om en uthållig energiförsörjning (prop. 1996/97:84) redovisas de nuvarande riktlinjerna för energipolitiken. Där anförs att naturgas är det fördelaktigaste fossila bränslet och att det be- fintliga naturgasnätet bör utnyttjas. Av propositionen framgår vidare att det är angeläget att förutsättningar skapas för att det befintliga natur- gasnätet skall kunna utnyttjas effektivare. Som ett led i detta pekas på att regeringen beviljat Malmö Energi AB tillstånd att uppföra en natur- gaseldad kombicykelanläggning och att ytterligare en ansökan från Gö- teborg Energi AB bereddes vid tillfället. Beträffande förutsättningarna för en översyn av energiskatterna skrevs vidare i propositionen att Naturgasens fördelar jämfört med olja och kol skall beaktas. 
 I propositionen utvecklade regeringen sin syn på  
 energi-, 
  miljö- och klimatsamarbete kring Östersjön, vilken sedan konfirmerades av riksda- gen. I propositionen skrevs bl.a.: 
 ... En förbättrad infrastruktur på energiområdet i Östersjöområdet skulle avsevärt öka försörjningstryggheten i Sverige och övriga Europa. Sverige skall aktivt verka för en integrering av de nationella energisystemen i Norden och Östersjöregionen... 
 Det kan vidare nämnas att näringsministern i februari 1999 besvarade en interpellation om statsrådet avsåg att vidta några åtgärder för att en led- ning för transport av gas genom Sverige till kontinenten skulle klassas som svenskt riksintresse. Statsrådet erinrade bl.a. om de riktlinjer för naturgasens användning som riksdagen uttalade 1988 och som redovi- sats ovan. 
 Näringsutskottet behandlade i mars 1999 två motioner i vilka tanken på en storskalig introduktion av naturgas i Sverige avvisades. Utskottet pekade bl.a. på de riktlinjer för naturgasens användning som redovisats ovan. Näringsutskottet konstaterade att även om naturgasen är det minst miljöstörande fossila bränslet är det inte aktuellt med en storskalig intro- duktion av naturgas eller ny naturgasledning genom Sverige. Däremot kan det befintliga naturgasnätet utnyttjas effektivare (1998/99:NU8). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 135 
  
 5.3.2 
  
 Protokoll mellan Sverige och Ryssland 
  
 Allmänt 
 Ett protokoll mellan Sveriges och Rysslands regeringar om samarbete på energiområdet undertecknades i Stockholm den 3 december 1997. Proto- kollet innebär att länderna skall fördjupa samarbetet för att skapa förut- sättningar för en säker, effektiv, ekonomiskt balanserad och miljövänlig energiförsörjning i Östersjöregionen. Det nära samarbetet inom Öster- sjöstaternas råd skall beaktas. Samarbetet skall främja energieffektivise- ring, rationell energianvändning, användning av  
 förnyelse-bara 
  energi- slag samt utveckling av en infrastruktur för Östersjöregionens försörj- ning med el och naturgas. 
 Syfte 
 Syftet med protokollet är att skapa en fast grund för det fortsatta samar- betet mellan Ryssland och Sverige. Grundvalen för samarbetet skall vara ömsesidig fördel och lika rättigheter inom ramen för ett  
 marknads-ekono- 
  miskt system. 
 Slutsatser 
 Länderna är överens om att en sammankoppling av el- och gasnäten i Östersjöregionen har en strategisk betydelse för utvecklingen av energi- systemen runt Östersjön och att infrastrukturen för naturgasförsörjning- en i regionen är extra viktig. 
 De tekniska och ekonomiska förutsättningarna för leveranser av na- turgas till den svenska marknaden skall analyseras. Utgångspunkten för beslut om investeringar i gasledningar samt inköp av naturgas till den svenska marknaden skall fattas efter kommersiella principer. 
 En särskild expertgrupp med företrädare för det ryska Bränsle- och energiministeriet och det svenska Närings- och handelsdepartementet skall inrättas för att studera gemensamma förutsättningar för en utbygg- nad av naturgasnäten. Grunden för arbetet skall vara de pågående för- studierna om ett regionalt naturgasnät från Ryssland till Västeuropa. 
 Den gemensamma expertgruppen har mötts under 1998, och i de- cember möttes de två ländernas energiministrar i samband med energi- ministermötet i Stavanger. Överläggningarna har resulterat i underteck- nandet av ett samarbetsavtal om energieffektivisering och teknisk ut- veckling. På gasområdet har det planerade arbetet försenats något, främst beroende på att rapporteringen av North  
 Transgas-projektet 
  har 
  
 136  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 senarelagts. Frågan kommer sannolikt att avhandlas i expertgruppen Michael hösten 1999. 
  
 5.4 
  
 Internationella studier om utbyggnad av naturgassystemet i Sverige 
  
 Ett flertal studier avseende naturgasens utbyggnad har gjorts i Sverige under de senaste decennierna. Av de senaste studierna kan nämnas: 
  
 Naturgasens roll i Norden och Baltikum fram till år 2010 (Nordiska Ministerrådet, Tema Nord 1994: 638). 
  
 Naturgassens muligheder for at medvirke til reducerade miljøudslip i Norden og nœrområderne (Nordisk Ministerråd, Tema Nord 1997:548). 
  
 Baltic 21 Energy. Ett arbete som leds av Östersjöländernas miljömi- nistrar, på uppdrag av statsministrarna, med målsättning att ta fram en strategi för en bärkraftig utveckling i Östersjöområdet. 
  
 Econ-rapport 
  
  69/97, Nordiska förutsättningar för en bärkraftig ener- giförsörjning runt Östersjön. 
 De allra senaste och utförligaste studierna som gjorts är Nordic Gas  
 Grid-studien 
  och North Transgas  
 OY-studien. 
  North Transgas OY- studien var planerad att slutgiltigt redovisas under våren/sommaren 1999. En utredning planeras vidare att genomföras angående en ytterli- gare transportväg mellan Tyskland, Sverige och Danmark (The Baltic Gas Interconnector). 
  
 5.4.1 
  
 Nordic Gas Grid 
  
 Inledning 
 I Europa ses, som tidigare framgått, naturgas som en viktig komponent för att bl.a. minska koldioxidutsläppen och därigenom skapa en bättre miljö. Ett utbyggt nordiskt naturgasnät öppnar nya energiförsörjnings- möjligheter genom att den nordiska energimarknaden därmed kan för- sörjas med naturgas i större utsträckning. Studien Nordic Gas Grid un- dersöker möjligheten för ett nordiskt naturgasnät (se Figur 5.1) där na- turgasen kommer från reserverna i Norge och Ryssland. Vidare kan ett utbyggt nordiskt naturgasnät skapa möjligheter för leverans av rysk na- turgas till Västeuropa samtidigt som det länkas ihop med det västeuro- peiska naturgasnätet. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 137 
  
 Initiativ till studien Nordic Gas Grid har tagits av: Neste Group (Finland), Gasum Oy (Finland), DONG Naturgas A/S (Danmark), Gö- teborg Energi, Mellansvenska Naturgaskonsortiet AB, Sydgas AB samt Vattenfall Naturgas AB 
 Studien är ett  
 EU-projekt 
 (TEN-projekt) 
  och har därmed delvis finan- sierats av EU. 
 Figur 5.1 Nordic Gas Grid 
  
 Russian gas 
  
 Norwegian gas 
  
 Norwegian gas 
  
 Europipe II 
  
 existing 
  
 NGG 
  
 storage 
  
 Källa  
 : Nordic Gas Grid. 
  
 138  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 Syfte 
 Syftet med Nordic Gas  
 Grid-projektet 
  har varit att undersöka möjlighe- terna att koppla ihop och bygga ut de nordiska naturgassystemen (se Fi- gur 5.1). Följande sex frågor analyseras: 
  
 Den potentiella marknaden för naturgas i Sverige, Finland och Dan- mark i ett längre perspektiv. 
  
 Möjligheten för tillförsel av naturgas till det nordiska naturgassyste- met. 
  
 Miljöeffekter. 
  
 Möjligheterna för ett nordiskt naturgassystem ur ett tekniskt perspek- tiv. 
  
 Investeringskostnader och ekonomi för projektet. 
  
 Tidsmässig bedömning av projektet. 
  
 Slutsatser 
 Studien resulterar i följande slutsatser: 
  
 Det finns stora potentiella marknader för naturgas i Sverige, Finland och Danmark enligt marknadsanalysen. 
  
 För att investerare skall vara beredda att satsa krävs stabila spelreg- ler. På längre sikt kan ett sammankopplat nordiskt gasnät tillfreds- ställa ett ökande naturgasbehov i Europa och Baltikum. 
  
 Ett sammankopplat nordiskt naturgasnät kan försörjas från källor i Ryssland och Norge. Dessa länder, framför allt Ryssland, har mycket stora naturgasreserver och tillräcklig produktionskapacitet. Såväl norska som ryska gasbolag är intresserade av att sälja gas till de nor- diska länderna. 
  
 En kartläggning och undersökning av de atmosfäriska emissionerna har gjorts för Danmark, Sverige och Finland, såväl för växthusgaser som för gaser som leder till försurning. En ökad tillgång av naturgas i de nordiska länderna gör det möjligt att reducera utsläppen av både växthusgaser, såsom CO  
  
 2 
 , CH 
 4  
 och N 
 2 
 O, och försurande gaser som NO 
 x 
 , SO 
 2  
 och NH 
 3 
 . Härigenom bidrar en naturgasutbyggnad till att länderna når målen som sattes upp vid Kyotoförhandlingarna och som innebär en reduktion av växthusgaser på 8 procent fram till 2010. 
  
 Det är fullt möjligt att, ur ett tekniskt perspektiv, bygga en ledning som tillfredsställer det växande naturgasbehovet i Danmark, Sverige och Finland samt att dessutom transitera naturgas till Europa och 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 139 
  
 Baltikum. Tre olika ledningsdragningsalternativ har analyserats med avseende på befintligt naturgasnät, leveranssäkerhet m.m. 
  
 Antagna marknadsförutsättningar indikerar att leveranskostnaden kommer att ligga på en europeisk genomsnittsnivå samt att Nordic Gas Grid är ekonomiskt genomförbar. Utredningen ger även förslag till en stegvis finansieringsprocess, såsom bl.a. bildande av ett bank- konsortium bestående av ett  
  
 20-tal 
  banker, minimering av riskerna genom långa kontrakt på 10 till 15 år, m.m. 
  
 Tidigast 2005 kan leveranserna påbörjas via ett nordiskt naturgasnät under förutsättning att processen inleds 1999. Utb yggnaden planeras därefter ske etappvis. 
  
 5.4.2 
  
 North Transgas Oy 
  
 I januari 1997 grundades North Transgas Oy genom ett undertecknande av ryska Cardenas, som är världens största gasbolag, och finska Neste Oy. Bolaget registrerades i juli 1997 som finländskt bolag och grundarna äger vardera hälften av bolaget. 
 Inledning 
 I Ryssland finns i dag 33 procent av världens naturgastillgångar. Till- sammans med staterna inom f.d. Sovjetunionen uppgår naturgast illgång- arna till drygt 37 procent. Samtidigt ökar naturgasens andel som energi- källa på den europeiska marknaden. Detta väcker intresset för en natur- gasledning från Ryssland till Västeuropa. Om Finland kan erbjuda en led för gasen från Ryssland direkt till  
 EU-området, 
  får Finland tack vare den ökade konsumtionen i Europa ett unikt tillfälle att bilda en energibro mellan Ryssland och EU (gäller även Sverige om Sverige kan erbjuda samma förutsättningar). 
 Den nya rörledningen skulle i sådana fall förbinda den nordiska gas- marknaden med det europeiska gasnätet samtidigt som den möjliggör tillväxt för naturgasmarknaden i Norden. 
 Syfte 
 Syftet med projektet är att utreda möjligheten att anlägga en rörledning för naturgas från Ryssland till Västeuropa. 
 Visar det sig att projektet är tekniskt och ekonomiskt genomförbart inleder North Transgas Oy förberedelser för anläggning av rörledningen. Vid eventuell utbyggnad byggs och ägs rörledningen för naturgas av 
  
 140  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa 
  
 SOU 1999:115 
  
 North Transgas Oy. När rörledningen färdigställts överför North Trans- gas Oy naturgas från Ryssland eventuellt via Finland och Sverige vidare till Västeuropa. 
 Den preliminära utredningen planerades vara slutförd våren 1999. Fram till september 1999 har ännu inte något resultat presenterats. 
 Projektplan 
 En projektplan ligger till grund för projektets olika faser enligt följande: 
  
 1997–1998: 
  
  Preliminär utredning. 
  
 1999–2000: 
  
  Förhandling samt förberedelse av projektets genomfö- rande. 
  
 2000–2005: 
  
  Gasledningen b yggs. 
 Utredningen undersöker tre olika alternativa linjedragningar för transport av naturgas från Ryssland via Finland till Västeuropa (se Figur 5.2). Två av alternativen går via Finland och Östersjön till Tyskland. Det tredje alternativet går över södra Finland till västkusten utanför Nystad och därifrån under Bottniska viken till svenska kusten sydost om Gävle. Därifrån går rörledningen vidare genom Mellan- och Sydsverige till den svenska sydkusten. I närheten av Ystad går ledningen ut i havet och längs botten till Tyskland. 
 Figur 5.2 North Transgas 
  
 SOU 1999:115 
  
 Naturgasfrågan i Sverige, närområdet och Europa  
 141 
  
 Under projektets olika faser fäster man avseende vid gasledningens bety- delse för Östersjöländerna med tanke på energiförsörjning och miljövård. 
 De länder som är berörda är: Danmark, Estland, Finland, Lettland, Williams, Polen, Ryssland, Sverige och Tyskland. 
  
 5.4.3 
  
 The Baltic Gas Interconnector 
  
 En utredning planeras att genomföras angående ytterligare en transport- väg för naturgas mellan Tyskland, Sverige och Danmark. Fyra gasaktö- rer har gjort en gemensam ansökan om finansiellt  
 EU-stöd 
  för utredning om en gasledning mellan Tyskland (Rostock), Sverige (skånska sydkus- ten) och Danmark (själländska ostkusten). Den svenska regeringen har tillstyrkt ansökan och stödet söks från EU:s s.k.  
 TEN-program. 
  
 Avsikten med utredningen är att undersöka möjligheten att via nya tillförselvägar knyta samman de befintliga gasledningarna i södra Skan- dinavien med det kontinentala naturgassystemet. Ytterligare en tillförsel- väg kommer, enligt ansökan, att stimulera naturgasens marknadsutveck- ling och ha betydelse vid utvecklingen av konkurrensen på naturgas- marknaden. Dessutom utgör en ny tillförselväg en viktig del för en utök- ad leveranssäkerhet i regionen. 
 De fyra gasbolag som står bakom ansökan är Verbundnetz Gas (VNG) i Tyskland, Själlandske Kraftverker i Danmark, Norsk Hydro samt Sydkraft. Ansökan behandlas just nu i  
 EU-kommissionen 
  och be- slut väntas i mitten av september 1999. 
 Efter beslut om ny ledning beräknas denna kunna vara i drift 2003. 
 SOU 1999:115 
 DEL 2 
 UTGÅNGSPUNKTER 
  
 SOU 1999:115 
  
 145 
  
 6 Gällande lagstiftning 
 Framdragande och drift av bl.a. gasledningar regleras i lag (1978:160) om vissa rörledningar (rörledningslagen). Utöver denna lag måste även en rad andra lagar såsom plan- och bygglagen ( 1987:10) och miljöbal- Maxwell, samt föreskrifter beaktas. I detta kapitel lämnas en översiktlig re- dogörelse för de viktigaste lagarna och föreskrifterna. Dessutom ges en kortfattad beskrivning av de möjligheter som finns för att få tillgång till den mark som behövs för en gasledning. 
  
 6.1 
  
 Lagen (1978:160) om vissa rörledningar 
  
 Enligt lagen krävs koncession för att dra fram eller använda rörledning för transport av fjärrvärme eller av råolja, naturgas eller produkt av rå- olja eller naturgas eller av annan vätska eller gas som är ägnad att an- vändas som bränsle. Tillstånd behövs dock inte för ledning med en längd av högst 20 kilometer, ledning för distribution till hushåll eller ledning som uteslutande skall nyttjas inom hamn- eller industriområde. Regeringen har möjlighet att i visst fall medge undantag från konces- sionsplikt (1 §). 
 I ledning ingår för driften erforderliga tillbehör och anordningar (2 §). Frågan om koncession prövas av regeringen men ansökan ges in till 
 den myndighet som regeringen bestämmer (Statens energimyndighet), (3 §). 
 Koncession får meddelas endast om det från allmän synpunkt är lämpligt att ledningen dras fram och används och sökanden anses vara lämplig att utöva verksamhet som avses med koncessionen. Koncession får inte strida mot detaljplan eller områdesbestämmelser. Om syftet med planen eller bestämmelserna inte motverkas får dock mindre avvikelser göras. Vid koncessionsprövningen skall  
 2–4 
  kap., 5 kap. 3 § och 16 kap. 5 § miljöbalken tillämpas (4 §). Detta innebär bl.a. att miljöbalkens allmänna hänsynsregler skall tillämpas vid koncessionsprövningen. 
 I koncessionsansökan skall ingå en miljökonsekvensbeskrivning. Vad gäller förfarandet, kraven på miljökonsekvensbeskrivningen samt planer och planeringsunderlag gäller 6 kap. miljöbalken (4 §). 
  
 146  
 Gällande lagstiftning  
 SOU 1999:115 
  
 Koncessionsprövningen enligt 3 § innebär att rörledningsföretaget kan bli föremål för en samlad bedömning i alla de avseenden där sam- hällsintressen gör sig gällande. Sålunda kan bl.a. transport- och nä- ringspolitiska, energipolitiska samt  
 miljö-, 
  försvars- och planpolitiska synpunkter komma att beaktas. 
 I  
 5–7 
  §§ finns bestämmelser om villkor för koncession. Koncession skall avse ledning med en i huvudsak bestämd sträckning och gälla viss tid, längst 30 år (5 §). En koncession skall förenas med de villkor som behövs för att skydda allmänna intressen och enskild rätt, såsom att trygga säkerheten, skydda människors hälsa och miljön mot skador och olägenheter och främja en långsiktigt god hushållning med mark och vatten och andra resurser. Vidare får som villkor för koncession före- skrivas bl.a. att staten skall ha rätt att delta i verksamheten, att särskild avgift skall utges och att ledningen skall färdigställas inom viss tid (6 §). 
 En koncession får för sin giltighet göras beroende av att säkerhet ställs för att koncessionshavaren fullgör skyldigheten enligt 16 § att ta bort ledningen och vidta andra åtgärder för återställning. Stat, kommun, landsting och kommunalförbund behöver dock inte ställa säkerhet. Möjlighet finns även att besluta om ytterligare säkerhet (6 a §). Upp- kommer genom verksamhet för vilken koncession har meddelats olä- genhet av någon betydelse som inte förutsågs när koncession meddelades eller medverkar verksamheten med någon betydelse till att en mil- jökvalitetsnorm enligt 5 kap. miljöbalken överträds får ytterligare eller ändrade villkor föreskrivas för att förebygga eller minska olägenheten för framtiden. Villkoren får dock inte vara så ingripande att verksam- heten inte längre kan bedrivas eller avsevärt försvåras (7 §). 
 Regler om skyldighet att ombesörja transport åt annan finns i 8 och 9 §§. 
 Bestämmelser om ledning inom område för trafikled finns i  
 10–12 
  §§. Koncession får inte överlåtas utan regeringens eller den myndighets 
 som regeringen bestämmer medgivande (13 §). Koncessionshavare som vill avstå från sin rätt har möjlighet till detta efter anmälan till re- geringen. Rätten upphör i sådant fall efter viss tid (14 §). 
 Om koncessionshavaren åsidosätter för koncessionen gällande villkor eller för ledningens drift gällande säkerhetsbestämmelse kan kon- cessionen återkallas. Detsamma gäller om koncessionshavaren inte upp- fyller förpliktelse som åvilar honom eller henne enligt denna lag. Möjlig- het att återkalla koncession finns även i det fall koncessionshavaren under tre år i följd inte haft ledningen i bruk (15 §). Om koncessionen upphör att gälla skall återställningsåtgärder vidtas om detta är påkallat från allmän eller enskild synpunkt (16 §). Krävs det för att åter- ställningsåtgärderna skall kunna utföras att annans mark tas i anspråk 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 147 
  
 får den myndighet som regeringen bestämmer besluta att tillträde till marken skall lämnas under viss tid (18 §). 
 Bedrivs verksamheten enligt rörledningslagen på ett sådant sätt att det uppkommer uppenbar fara för allmänt eller enskilt intresse kan den myndighet som regeringen bestämmer förbjuda verksamhetens fortsatta bedrivande (20 §). 
 Om regeringen har tillåtit en ledning enligt rörledningslagen så kan inte dess framdragande eller användande förbjudas med stöd av miljö- balken (23 §). 
  
 6.2 
  
 Förhållandet till annan lagstiftning 
  
 6.2.1 
  
 Plan- och bygglagen 
  
 Lagen innehåller bestämmelser om planläggning av mark och vatten och om byggande. Bestämmelserna syftar till att med beaktande av den enskilda människans frihet främja en samhällsutveckling med jämlika och goda sociala levnadsförhållanden och en god och långsiktigt hållbar livsmiljö för människorna i dagens samhälle och för kommande generationer (1 kap. 1 §). Att planlägga användningen av mark och vatten är en kommunal angelägenhet – det s.k. kommunala planmono- polet (1 kap. 2 §). 
 Lokalisering av bebyggelse m.m. 
 Som grundregel för lokalisering av bebyggelse gäller att marken skall vara från allmän synpunkt lämplig för ändamålet. Bedömningen av lämpligheten sker vid planläggning eller i ärenden om bygglov eller förhandsbesked (1 kap. 6 §). 
 Mark- och vattenområden skall användas för det eller de ändamål för vilka områdena är mest lämpade med hänsyn till dels beskaffenhet och läge, dels föreliggande behov. Sådan användning som medför en från allmän synpunkt god hushållning har företräde. Bestämmelserna i 3 och 4 kap. miljöbalken skall tillämpas vid planläggning och i ärenden om bygglov och förhandsbesked. Dessutom skall enligt 5 kap. 3 § miljö- balken miljökvalitetsnormer iakttas vid planering och planläggning (2 kap. 1 §). 
 Vid planläggning och beslut om bygglov m.m. skall, med beaktande av natur- och kulturvärden, en ändamålsenlig struktur och en estetiskt tilltalande utformning av bl.a. bebyggelse, kommunikationsleder och andra anläggningar främjas. Likaså skall en från social synpunkt god 
  
 148  
 Gällande lagstiftning 
  
 SOU 1999:115 
  
 livsmiljö, goda miljöförhållanden i övrigt samt en långsiktigt god hus- hållning med mark och vatten och med energi och råvaror främjas. Även förhållandena i angränsande kommuner skall beaktas. Varken plan- läggning eller beslut om bl.a. bygglov får medverka till att en miljö- kvalitetsnorm enligt 5 kap. miljöbalken överträds (2 kap. 2 §). 
 Bebyggelse skall lokaliseras till mark som är lämpad för ändamålet med hänsyn till bl.a. de boendes och övrigas hälsa, möjligheterna att förebygga vatten- och luftföroreningar samt bullerstörningar. Dessutom skall bebyggelse och anläggningar som för sin funktion kräver tillförsel av energi lokaliseras på ett sätt som är lämpligt med hänsyn till energi- försörjningen och energihushållningen (2 kap. 3 §). Inom områden med sammanhållen bebyggelse ställs särskilda krav på bebyggelsemiljöns utformning (2 kap. 4 §). 
 Krav på byggnader m.m. 
 Placering och utformning av byggnader skall göras på ett sätt som är lämpligt med hänsyn till stads- eller landskapsbilden och till natur- och kulturvärdena på platsen (3 kap. 1 §) och så att de eller deras använd- ning inte medför betydande olägenheter för omgivningen (3 kap. 2 §). Kraven på byggnader gäller i viss utsträckning även andra anläggningar, t.ex. bergrum för lagring av bl.a. flytande naturgas (3 kap. 14 §). 
 Översiktsplan 
 Varje kommun skall ha en aktuell översiktsplan som omfattar hela kommunen. Planen skall ge vägledning för beslut om användningen av mark- och vattenområden samt om hur den byggda miljön skall ut- vecklas och bevaras. Översiktsplanen är inte bindande för myndigheter och enskilda (1 kap. 3 §). Översiktsplanen skall innehålla en redovisning av de allmänna intressena enligt 2 kap. plan- och bygglagen och de miljö- och riskfaktorer som bör beaktas vid beslut om användningen av mark- och vattenområden. Därvid skall riksintressen enligt 3 eller 4 kap. miljöbalken anges särskilt. Av planen skall framgå bl.a. grunddragen i fråga om den avsedda användningen av mark- och vattenområden och hur kommunen avser att tillgodose de redovisade riksintressena och iaktta gällande miljökvalitetsnormer (4 kap. 1 §). Vid upprättande av översiktsplanen skall kommunen samråda med bl.a. länsstyrelsen (4 kap. 3 §). Länsstyrelsen skall under samrådet särskilt ta till vara och samordna statens intressen genom att bl.a. ge råd om miljöfaktorer som bör beaktas och verka för att riksintressen enligt 3 kap. och 4 kap. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 149 
  
 miljöbalken tillgodoses (4 kap. 5 §). Planförslaget skall ställas ut (4 kap. 6 §) och länsstyrelsen skall avge ett granskningsyttrande över förslaget (4 kap. 9 §). Översiktsplanen antas av kommunfullmäktige (4 kap. 11 §). 
 Detaljplan 
 I detaljplanen sker den rättsliga regleringen av markens användning och av bebyggelsen inom kommunen. Planen får endast omfatta en be- gränsad del av kommunen (1 kap. 3 §). Detaljplan skall finnas för ny sammanhållen bebyggelse, ny enstaka byggnad som t.ex. får betydande inverkan på omgivningen och inte prövas genom bygglov etc. samt be- byggelse som skall förändras eller bevaras, om regleringen behöver ske i ett sammanhang. Dessutom skall detaljplan finnas för vissa andra an- läggningar än byggnader som kräver bygglov. Kommunen behöver inte upprätta detaljplan om t illräcklig reglering skett genom områdesbe- stämmelser (5 kap. 1 §). 
 I detaljplanen skall redovisas och till gränserna anges bl.a. allmänna platser och kvartersmark (5 kap. 3 §). I planen får dessutom bestäm- melser meddelas om bl.a. i vad mån åtgärder kräver bygglov, byggna- ders användning och placering. Dessutom får bestämmelser meddelas om bl.a. markreservat för allmänna ledningar och energianläggningar (5 kap. 7 §). Med energianläggningar avses bl.a. undercentraler, vär- meväxlare och på marken förlagda anläggningar för värmelagring eller värmeproduktion. I planen får även införas bestämmelser om skydds- anordningar för att motverka störningar från omgivningen och, om det finns särskilda skäl, högsta tillåtna värden för störningar genom luftför- orening, buller etc. 
 I detaljplanen får även bestämmas att bygglov inte skall lämnas till åtgärder som innebär väsentlig ändring av markens användning förrän viss energianläggning etc. för vilken kommunen inte skall vara huvud- man har kommit till stånd (5 kap. 8 §). 
 Detaljplanen antas som huvudregel av kommunfullmäktige (5 kap. 29 §). 
  
 150  
 Gällande lagstiftning 
  
 SOU 1999:115 
  
 Områdesbestämmelser 
 För begränsade områden av kommunen som inte omfattas av detaljplan får områdesbestämmelser antas om det behövs för att syftet med över- siktsplanen skall uppnås eller för att säkerställa att riksintressen enligt 3 eller 4 kap. miljöbalken tillgodoses (1 kap. 3 §). Förfarandet vid upp- rättande av områdesbestämmelser är i huvudsak desamma som vid upp- rättande av detaljplan. Områdesbestämmelserna antas som huvudregel av kommunfullmäktige (5 kap. 33 §). 
 Fastighetsplaner 
 Fastighetsplaner kan antas för att underlätta genomförandet av detalj- planer (1 kap. 3§). Regler om sådana planer finns i kapitel 6. 
 Regionplaner 
 Regionplaner kan antas för att samordna flera kommuners planläggning (1 kap. 3§). Bestämmelser om regionplaner finns i kapitel 7. 
 Bygglov, rivningslov och marklov 
 I kapitel 8 finns bestämmelser om bygglov m.m. Bygglov krävs som huvudregel bl.a. för att uppföra b yggnader och göra tillbyggnader (8 kap. 1 §). För andra anläggningar än byggnader krävs bygglov för att bl.a. anordna tunnlar eller bergrum som inte är avsedda för tunnelbana eller gruvdrift (8 kap. 2 §). 
 Inom områden med detaljplan krävs i vissa fall, om inte annat be- stämts i planen, marklov för schaktning eller fyllning. Kommunen har även möjlighet att i detaljplan besluta att marklov skall krävas för att fälla träd eller plantera skog. Möjlighet finns också för kommunen att i områdesbestämmelser besluta att marklov skall krävas för att bl.a. schakta, fälla träd och plantera skog inom områden som exempelvis ligger i närheten av befintliga eller planerade anläggningar för t.ex. kärnreaktorer, andra kärnenergianläggningar eller andra anläggningar som kräver ett skydds- eller säkerhetsområde m.m. (8 kap. 9 §). 
 Bygglov skall i princip beviljas om exempelvis en byggnad inte strider mot detalj- eller fastighetsplan och kraven i 3 kap. 1, 2 och  
 10–18 
  §§ är uppfyllda. B ygglov kan lämnas även för åtgärder som innebär mindre avvikelser från detaljplanen eller fastighetsplanen om avvikel- serna är förenliga med syftet med planen (8 kap. 11 §). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 151 
  
 Avser ansökan åtgärder inom områden som inte omfattas av detalj- plan skall i princip bygglov beviljas om kraven i andra kapitlet är upp- fyllda, åtgärden inte skall föregås av detaljplaneläggning på grund av bestämmelserna i 5 kap. 1 §, inte strider mot områdesbestämmelserna och kraven i 3 kap. 1, 2 och  
 10–18 
  §§ är uppfyllda. B ygglov får beviljas även om åtgärden innebär en mindre avvikelse från områdesbe- stämmelserna förutsatt att avvikelserna är förenliga med bestämmelser- nas syfte (8 kap. 12 §). 
 Statlig kontroll 
 Kommunens beslut att anta, ändra eller upphäva en detaljplan eller om- rådesbestämmelser skall prövas av länsstyrelsen om det kan befaras att beslutet innebär att ett riksintresse enligt 3 eller 4 kap. miljöbalken inte tillgodoses, att regleringen av sådana frågor om användningen av mark- och vattenområden som angår flera kommuner inte har samordnats på ett lämpligt sätt, att en miljökvalitetsnorm enligt 5 kap. miljöbalken inte iakttas eller att en bebyggelse annars blir olämplig med hänsyn till de boendes och övrigas hälsa eller till behovet av skydd mot olyckshän- delser (12 kap. 1 §). Om det föreligger något sådant förhållande skall länsstyrelsen upphäva beslutet (12 kap. 3 §). Finns särskilda skäl får länsstyrelsen eller regeringen för ett visst område förordna att 12 kap. 1– 3 §§ skall tillämpas på beslut att lämna lov eller förhandsbesked (12 kap. 4 §). Regeringen kan även pröva ett beslut att anta, ändra eller upphäva en regionplan. Pr övningen får dock endast avse frågan huruvida planen tillgodoser riksintressen enligt 3 och 4 kap. miljöbalken (12 kap. 5§). Regeringen har också möjlighet att förelägga en kommun att anta, ändra eller upphäva en detaljplan eller områdesbestämmelser om det behövs för att tillgodose bl.a. riksintressen (12 kap. 6 §). 
  
 6.2.2 
  
 Miljöbalken 
  
 Miljöbalken trädde i kraft den 1 januari 1999 och ersätter bl.a. naturre- surslagen, naturvårdslagen och miljöskyddslagen. Balken, som består av 33 kapitel, innehåller endast de grundläggande miljöbestämmelserna. Med stöd av miljöbalken har ett antal förordningar och föreskrifter meddelats. 
 I första kapitlet finns bestämmelser om bl.a. miljöbalkens mål. Så- lunda anges att miljöbalkens mål är att främja en hållbar utveckling och på så sätt tillförsäkra nuvarande och kommande generationer en hälso- sam och god livsmiljö. Vidare sägs att en hållbar utveckling bygger på 
  
 152  
 Gällande lagstiftning  
 SOU 1999:115 
  
 insikten att naturen har ett skyddsvärde och att människans rätt att för- ändra och bruka naturen är förenad med ett ansvar för att förvalta natu- ren väl. Det anges också att miljöbalken skall tillämpas på ett sådant sätt att t.ex. människors hälsa och miljön skyddas mot störningar och att återanvändning och återvinning liksom annan hushållning med bl.a. energi främjas så att ett kretslopp kan uppnås (1 kap. 1 §). 
 Bestämmelserna i första kapitlet är av grundläggande betydelse vid tolkningen av de materiella bestämmelserna i miljöbalken inte minst de allmänna hänsynsreglerna (kapitel 2). Balkens bestämmelser skall till- lämpas på ett sådant sätt att dess mål och syfte bäst tillgodoses. Råder det tveksamhet om vad som bör beslutas eller göras skall det väljas som mest sannolikt gynnar en hållbar utveckling. Miljöbalken gäller som huvudregel parallellt med annan lag även om denna innehåller regler till skydd för miljön. 
 Andra kapitlet innehåller bl.a. de allmänna hänsynsreglerna. Dessa är tillämpliga på all verksamhet och alla åtgärder av betydelse för mil- jöbalkens mål. Bestämmelserna gäller parallellt med annan lag om det inte särskilt föreskrivs att balkens regler inte skall tillämpas på verk- samheten i fråga (se t.ex. 23 § rörledningslagen). 
 Vid prövning av frågor om bl.a. tillstånd och godkännande samt vid tillsyn har bl.a. den som bedriver verksamhet bevisbördan för att ka- pitlets bestämmelser tillämpas. Bevisbördans placering innebär med andra ord att det är den som vidtar en åtgärd som skall bevisa att hän- synsreglerna uppfylls (2 kap. 1 §). 
 Den som bl.a. bedriver verksamhet eller vidtar en åtgärd är skyldig att skaffa sig den kunskap som behövs för att undvika skador på män- niskors hälsa och på miljön, s.k. kunskapskravet, (2 kap. 2 §). 
 Så snart det finns skäl att anta att en verksamhet eller åtgärd kan medföra skada eller olägenhet för människors hälsa eller på miljön skall vissa försiktighetsmått vidtas. Sålunda skall bl.a. den som bedriver en verksamhet utföra de skyddsåtgärder, iaktta de begränsningar och vidta de försiktighetsmått i övrigt som behövs för att förebygga, hindra eller motverka att verksamheten medför skada eller olägenhet för människors hälsa eller miljön. Är det fråga om yrkesmässig verksamhet skall, i samma syfte, bästa möjliga teknik användas (2 kap. 3 §). 
 Lokaliseringsprincipen kommer till uttryck i 2 kap. 4 §. Enligt denna bestämmelse skall, om verksamheten eller åtgärden tar i anspråk mark eller vattenområden annat än helt tillfälligt, platsen väljas med hänsyn till 1 kap. 1 §, 3 kap. och 4 kap. miljöbalken. Dessutom gäller att en sådan plats skall väljas så att ändamålet med verksamheten och åtgärden kan uppnås med minsta intrång och olägenhet för människors hälsa och miljön. 
  
 SOU 1999:115  
 Gällande lagstiftning  
 153 
  
 Hushållnings- och kretsloppsprinciperna återges i 2 kap. 5 §. Enligt denna regel skall alla som bedriver verksamhet eller vidtar en åtgärd hushålla med råvaror och energi samt utnyttja möjligheterna till återan- vändning och återvinning. Dessutom anges att i första hand förnybara energikällor (främst biomassa, solenergi och vindkraft) skall användas. 
 Enligt produktvalsprincipen, vilken återges i 2 kap. 6 §, skall den som bl.a. bedriver verksamhet undvika att använda eller sälja kemiska produkter eller biotekniska organismer som kan innebära risk för män- niskors hälsa eller för miljön, om produkten kan ersättas av andra, mindre farliga produkter. Detsamma gäller för varor som innehåller eller har behandlats med en kemisk produkt eller bioteknisk organism. 
 I 2 kap. 7 § återges skälighetsregeln. Regeln innebär att kraven på hänsyn enligt 2 kap  
 Elliott 
  §§ gäller i den utsträckning det inte kan anses orimligt att uppfylla dem. Vid bedömningen skall särskilt beaktas nyttan av skyddsåtgärder och andra försiktighetsmått jämfört med kostnaderna för sådana åtgärder. Avvägningen får dock inte medföra att en miljökvalitetsnorm enligt kapitel 5 åsidosätts. 
 Om det har uppstått en skada eller olägenhet för m iljön så har den som bedrivit den verksamhet eller vidtagit den åtgärd som orsakat ska- dan eller olägenheten ansvaret för att skadan eller olägenheten avhjälps. 
 Ansvaret kvarstår till dess skadan etc. har avhjälpts. Omfattningen av ansvaret regleras närmare i kapitel 10 (2 kap. 8 §). 
 Den s.k. stoppregeln finns i 2 kap. 9 §. Enligt denna får verksamhet eller åtgärd som kan befaras leda till väsentliga skador på människors hälsa eller miljön – trots att de skyddsåtgärder som kan krävas har vid- tagits – bedrivas endast om det finns särskilda skäl. Verksamhet som medför risk för att ett stort antal människor får sina levnadsförhållanden väsentligt försämrade eller att miljön försämras avsevärt får inte bedrivas. Bestämmelsen gäller dock inte om regeringen har tillåtit verksamheten enligt reglerna i kapitel 17. 
 Även om det finns risk för att ett stort antal människor får sina lev- nadsförhållanden väsentligt försämrade så kan regeringen, enligt 2 kap. 10 §, tillåta verksamheten om denna är av synnerlig betydelse från all- män synpunkt. Om regeringen meddelar dispens så har den möjlighet att förena beslutet med villkor för att tillgodose allmänna intressen. Kan det befaras att verksamheten försämrar det allmänna hälsotillståndet får dock inte ens regeringen meddela tillstånd 
 I kapitel 3 finns de grundläggande bestämmelserna för hushållning med mark- och vattenområden. Bestämmelserna skall tillämpas vid mål och ärenden enligt balken, vid fysisk planering enligt plan- och byggla- gen och vid prövning av tillstånd enligt flera andra författningar. 
 Enligt 3 kap. 1 § skall mark- och vattenområden användas för det eller de ändamål för vilka områdena är mest lämpade med hänsyn till 
  
 154  
 Gällande lagstiftning 
  
 SOU 1999:115 
  
 beskaffenhet, läge och föreliggande behov. Företräde skall ges en sådan användning som medför en från allmän synpunkt god hushållning. 
 När fråga uppkommer om att använda mark måste en avvägning gö- ras mellan å ena sidan intresset av att bevara t.ex. markområdet för framtiden och å andra sidan värdet av att ta den i anspråk. Vid bedöm- ningen av den lämpligaste användningen av ett område bör utgångs- punkten vara att främja en hållbar utveckling. Stora mark- och vatten- områden som inte har påverkats eller är obetydligt påverkade av explo- ateringsföretag eller andra ingrepp i miljön, skall så långt det är möjligt skyddas mot åtgärder som kan påtagligt påverka deras karaktär (3 kap. 2 §). I 3 kap.  
 3–9 
  §§ finns regler för mark- och vattenområden som har olika skyddsbehov, t.ex. för att de är känsliga från ekologisk synpunkt. Områden med skyddsbehov skall så långt det är möjligt skyddas mot åtgärder som kan skada dessa intressen. Om området är av riksintresse är skyddet i princip absolut. 
 Fjärde kapitlet innehåller bestämmelser för hushållning med mark och vatten för vissa områden i landet. I kapitlet anges de geografiska områden som är av riksintresse med hänsyn till de natur- och kultur- värden som finns i området (4 kap.  
 2–7 
  §§). Bestämmelserna syftar till att skydda dessa värden mot exploateringsföretag och andra ingrepp i miljön som påtagligt kan skada områdenas bevarandevärden. Bestäm- melserna skall tillämpas vid prövning av mål och ärenden enligt såväl miljöbalken som de lagar som anges i 1 kap. 2 §. Områdena av riksin- tresse är bl.a. vissa kust- och fjällområden, vissa älvar och vattendrag samt Öland och Gotland. Bestämmelserna får dock inte medföra att t.ex. utvecklingen av befintliga tätorter eller av det lokala näringslivet förhindras. 
 Bestämmelser om bl.a.  
 miljökvalitetsnormer  
 finns i kapitel 5. Mil- jökvalitetsnormer är föreskrifter, meddelade av regeringen, om viss lägsta miljökvalitet för mark, vatten, luft eller miljön i övrigt inom ett geografiskt område. Normen skall ange de förorenings- eller störnings- nivåer som människor eller miljön kan belastas med utan fara för bety- dande eller påtagliga olägenheter. Miljökvalitetsnormerna skall grundas på vetenskapliga kriterier. 
 Myndigheter och kommuner skall i sin verksamhet – t.ex. vid pröv- ning av tillstånd, tillsynsutövning och när föreskrifter meddelas – sä- kerställa att de miljökvalitetsnormer som har meddelats enligt före- skrifterna uppfylls. De skall även beakta normerna vid planering och planläggning. Detta innebär att bl.a. planläggning skall göras på ett så- dant sätt att möjligheterna att uppfylla normerna underlättas. Hur miljökvalitetsnormer kan uppfyllas bör framgå av översikts- och detalj- planer samt områdesbestämmelser. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 155 
  
 Tillstånd får inte meddelas för en ny verksamhet som medverkar till att en miljökvalitetsnorm överträds. Verksamheten kan emellertid tillåtas om verksamhetsutövaren vidtar sådana åtgärder att olägenheterna från annan verksamhet upphör eller minskar, så att möjligheterna att uppfylla miljökvalitetsnormen ökar i inte obetydlig utsträckning (16 kap. 5 §). 
 Kapitel 6 innehåller bestämmelser om bl.a.  
 miljökons ekvensbeskriv- ningar 
 . En sådan skall, om regeringen inte föreskriver annat, ingå i an- sökan om tillstånd enligt 9, 11 och 12 kap. miljöbalken eller enligt före- skrifter som har meddelats med stöd av balken. Även vid regeringens tillåtlighetsprövning enligt 17 kap. (t.ex. avseende vissa anläggningar för lagring av naturgas) skall det finnas en miljökonsekvensbeskrivning. Därutöver har regeringen i vissa fall möjlighet att föreskriva att en miljökonsekvensbeskrivning skall finnas med vid prövningen av bl.a. dispensärenden eller andra ärenden enligt balken (6 kap. 1 §). 
 Syftet med en miljökonsekvensbeskrivning är att identifiera och be- skriva de effekter som en planerad verksamhet eller åtgärd kan medföra dels på t.ex. människor och miljön, dels på bl.a. hushållningen med mark och vatten och dels på annan hushållning med exempelvis råvaror och energi. Ett annat syfte är att möjliggöra en samlad bedömning av dessa effekter på människors hälsa och miljön (6 kap. 3 §). 
 Den som t.ex. avser att bedriva verksamhet som kräver tillstånd skall tidigt samråda med länsstyrelsen och enskilda som kan antas bli särskilt berörda. Före samrådet skall länsstyrelsen m.fl. underrättas om den planerade verksamhetens lokalisering, omfattning och utformning samt dess förutsedda miljöpåverkan. Samrådet skall ske innan ansökan görs och den miljökonsekvensbeskrivning som krävs enligt 6 kap. 1 § upprättas. Efter samrådet skall länsstyrelsen besluta om verksamheten etc. kan antas medföra en betydande miljöpåverkan (6 kap. 4 §). Anser länsstyrelsen att så är fallet skall en miljökonsekvensbedömning ge- nomföras. Vid ett sådant förfarande skall samråd ske med övriga be- rörda statliga myndigheter, de kommuner, den allmänhet och de orga- nisationer som kan antas bli berörda. Samrådet skall avse dels verk- samhetens etc. lokalisering, omfattning, utformning och miljöpåverkan, dels innehåll och utformning av miljökonsekvensbeskrivningen (6 kap. 5 §). Om det kan antas att verksamheten kan medföra betydande mil- jöpåverkan i annat land skall det landets ansvariga myndigheter infor- meras (6 kap. 6 §). Medför verksamheten en betydande miljöpåverkan skall miljökonsekvensbeskrivningen innehålla de uppgifter som behövs för att syftet enligt 6 kap. 3 § skall uppfyllas. Beskrivningen skall i sådant fall innehålla uppgifter om verksamhetens etc. lokalisering, utformning och omfattning och om de åtgärder som planeras för att skadliga verkningar skall kunna undvikas m.m. Den skall även innehålla de uppgifter som krävs för att påvisa och bedöma den huvudsakliga 
  
 156  
 Gällande lagstiftning 
  
 SOU 1999:115 
  
 inverkan på människors hälsa, miljön och hushållningen med bl.a. mark och vatten som verksamheten etc. kan antas medföra. Även en redovisning av eventuella alternativa platser m.m. tillsammans med bl.a. en beskrivning av konsekvenserna av att verksamheten etc. inte kommer till stånd skall finnas med i beskrivningen. Medför verksamheten etc. inte en betydande miljöpåverkan skall miljökonsekvensbeskrivningen innehålla de ovannämnda uppgifterna endast i den utsträckning som behövs med hänsyn till verksamhetens art och omfattning (6 kap. 7 §). 
 Den myndighet som prövar ansökan i ett mål etc. skall genom ett särskilt beslut eller i samband med att målet etc. avgörs ta ställning till om miljökonsekvensbeskrivningen uppfyller kraven i kapitel 6. När myndigheten prövar ansökan skall den beakta innehållet i beskrivningen och resultatet av samrådet m.m. (6 kap. 9 §). 
  
 6.2.3 
  
 Väglagen 
  
 Väglagen gäller endast allmän väg. Enligt 44 § krävs väghållnings- myndighetens medgivande för att inom ett vägområde dels dra elektriska ledningar, vattenledningar eller andra ledningar, dels för att utföra arbeten på befintlig ledning. Medgivande behövs dock inte om tillstånd har meddelats enligt annan lag eller författning och anmälan om arbetet har gjorts hos väghållningsmyndigheten. Myndigheten har befogenhet att meddela de föreskrifter om arbetets bedrivande m.m. som behövs med hänsyn till vägens bestånd, drift eller brukande. 
 Under vissa förutsättningar får brådskande arbete påbörjas utan till- stånd eller anmälan. Väghållningsmyndigheten skall i så fall underrättas snarast. 
  
 6.2.4 
  
 Lagen (1988:950) om kulturminnen m.m. 
  
 I lagen, som innehåller bestämmelser om bl.a. fornminnen, byggnads- minnen och kyrkliga kulturminnen, anges att det är en nationell angelä- genhet att vår kulturmiljö skyddas och vårdas. Alla, såväl enskilda som myndigheter, har ansvar för att vården och skyddet av kulturmiljön kommer till stånd. Den som utför ett arbete etc. skall se till att skador på kulturmiljön såvitt möjligt undviks eller begränsas (1 kap. 2 §). 
 Bestämmelser om fornminnen finns i kapitel 2. Där anges bl.a. att alla fasta fornlämningar är skyddade enligt lagen. Fasta fornlämningar är lämningar efter människors verksamhet under forna tider, som har tillkommit genom äldre tiders bruk och som är varaktigt övergivna så- som gravar och resta stenar (2 kap. 1 §). Till en fast fornlämning hör ett 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 157 
  
 så stort område på marken eller på sjöbotten som behövs för att bevara fornlämningen och ge den ett tillräckligt utrymme med hänsyn till dess art och betydelse, s.k. fornlämningsområde (2 kap. 2 §). 
 Det är förbjudet att utan tillstånd, enligt kapitel 2, r ubba, ta bort, gräva ut, täcka över eller genom bebyggelse, plantering eller på annat sätt ändra eller skada en fast fornlämning (2 kap. 6 §). Tillstånd krävs bl.a. för sådana annars normala och tillståndsfria åtgärder som plöjning, om en fornlämning kan skadas av arbetet. 
 Riksantikvarieämbetet och länsstyrelsen får vidta de åtgärder som behövs för att skydda och vårda en fast fornlämning t.ex. flytta eller inhägna denna (2 kap. 7 §). En annan möjlighet som länsstyrelsen har är att meddela särskilda föreskrifter till skydd för en fast fornlämning. Länsstyrelsen har även rätt att fridlysa platsen där ett fornfynd har på- träffats intill dess en vetenskaplig undersökning har genomförts. Förut- sättningen för fridlysning är dock att någon väsentlig olägenhet inte uppstår (2 kap. 9 §). 
 Den som har för avsikt att uppföra en b yggnad, anläggning etc. bör i god tid ta reda på om det finns någon fast fornlämning som kan beröras av planen. Thompson en fornlämning under grävning etc. skall arbetet omedelbart avbrytas till den del fornlämningen berörs och anmälan göras till länsstyrelsen (2 kap. 10 §). 
 Länsstyrelsen kan, om det är fråga om en planerad exploatering av ett större markområde, besluta om en särskild utredning. Som sådan exploatering räknas bl.a. anläggning för energiförsörjning (2 kap 11 §). 
 Ansökan om tillstånd till ingrepp i fornlämning (r ubba, förändra eller ta bort) görs hos länsstyrelsen. Länsstyrelsen får meddela tillstånd till in- grepp endast om fornlämningen medför hinder eller olägenhet som inte står i rimligt förhållande till fornlämningens betydelse. Om någon annan än markägaren eller ägaren av vattenområdet ansöker om tillstånd skall länsstyrelsen avslå ansökan om ägaren motsätter sig åtgärden och det inte finns några synnerliga skäl att bifalla ansökningen (2 kap. 12 §). 
 Länsstyrelsen får som villkor för tillstånd enligt 2 kap. 12 § ställa skäliga krav på särskild undersökning för att dokumentera fornläm- ningen och ta till vara fornfynd eller på särskilda åtgärder för att bevara fornlämningen. Länsstyrelsen har också, om det behövs för att få ett tillfredställande underlag för prövningen eller för att bedöma behovet av att ställa krav på särskild undersökning, möjlighet att inför prövning av tillstånd enligt 2 kap. 12 §, besluta om en arkeologisk förundersökning av fornlämningen (2 kap. 13 §). 
 Den som med uppsåt eller av oaktsamhet olovligen t.ex. rubbar, tar bort eller gräver ut en fast fornlämning kan dömas till ansvar (2 kap. 21 §). Likaså kan den som inte gör en anmälan enligt 2 kap. 10 § göra sig skyldig till brott (2 kap. 21 a §). 
  
 158  
 Gällande lagstiftning 
  
 SOU 1999:115 
  
 Länsstyrelsen får under vissa förutsättningar förklara bl.a. byggnad, park och trädgård för byggnadsminne (3 kap. 1 §). Är det så att ett bi- behållande av ett byggnadsminne, t.ex. en park, medför hinder, olägenhet eller kostnad som inte står i rimligt förhållande till dess betydelse, får länsstyrelsen jämka skyddsföreskrifterna eller häva byggnadsmin- nesförklaringen. Likaså får länsstyrelsen häva en byggnadsminnesför- klaring som framstår som ändamålslös (3 kap. 15 §). Även regeringen kan, om den ger tillstånd till expropriation som rör byggnaden eller kringliggande område och byggnadsminnesförklaringen eller skyddsfö- reskrifterna inte kan bestå utan olägenhet för expropriationsändamålet, häva en byggnadsminnesförklaring eller jämka skyddsföreskrifter (3 kap. 15 §). 
  
 6.2.5 
  
 Lagen (1966:314) om kontinentalsockeln 
  
 Lagen stiftades ursprungligen med anledning av konventionen om kon- tinentalsockeln, dagtecknad i Geneve den 29 april 1958. Enligt konven- tionen utövar varje stat suveräna rättigheter över den utanför territorial- gränsen liggande delen av sockeln, såvitt gäller utforskandet och tillgo- dogörandet av dess tillgångar. 
 I lagen definieras kontinentalsockeln som havsbotten och dess un- derlag inom allmänt vattenområde samt inom det havsområde utanför Sveriges territorialgräns som regeringen bestämmer i enlighet med 1958 års konvention (1 §). Staten har ensamrätt att utforska kontinen- talsockeln och att utvinna dess naturtillgångar (2 §). Regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer kan dock ge andra än staten tillstånd att utforska kontinentalsockeln och att utvinna naturtillgångar från denna. Möjlighet finns också för regeringen att föreskriva att vissa slag av verksamheter får bedrivas utan tillstånd (3 §). Bestämmelserna i 2 kap., 5 kap. 3 § och 16 kap. 5 § och, i vissa fall, 3 och 4 kap. miljö- balken skall tillämpas vid prövningen av tillstånd att utforska konti- nentalsockeln eller att utvinna naturtillgångar från den. I ansökan om tillstånd att genom borrning eller sprängning utforska kontinentalsockeln eller att utvinna naturtillgångar från den skall en miljökonsekvens- beskrivning ingå (3 a §). 
 Ett tillstånd skall förenas med de villkor som behövs för att skydda allmänna intressen och enskild rätt (4 §). Möjlighet finns att, i vissa fall, förena tillståndet med ytterligare eller ändrade villkor (4 a §). Under vissa förutsättningar kan tillståndet återkallas (5 §). Skyldighet att vidta återställningsåtgärder regleras i 5 a §. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 159 
  
 Bestämmelser om säkerhetszon för att skydda anläggning för ut- forskande av kontinentalsockeln eller utvinning av naturtillgångar finns i 6 §. 
 Inom anläggning och säkerhetszon utanför territorialgränsen tilläm- pas svensk lag. Undantag gäller dock för bestämmelserna i minerallagen och jakt- och fiskelagstiftningen. Normalt skall inte någon till- ståndsprövning enligt miljöbalken ske för utforskning och utvinning inom anläggning och säkerhetszon utanför territorialgränsen om verk- samheten har tillståndsprövats av regeringen enligt kontinentalsockel- lagen (10 §). Gäller ett tillstånd enligt kontinentalsockellagen en verk- samhet som skall bedrivas utanför territorialgränsen så får regeringen, under vissa förutsättningar, som villkor för tillståndet ange att till- ståndsprövning enligt 9 kap. miljöbalken skall ske (10 a §). 
 För att lägga bl.a. rörledningar på kontinentalsockeln utanför territo- rialgränsen krävs tillstånd av regeringen eller den myndighet regeringen bestämmer. Ett tillstånd skall förenas med de villkor som behövs för att dels möjliggöra bl.a. utforskning av kontinentalsockeln, dels förhindra, begränsa och kontrollera föroreningar från rörledningar och dels skydda möjligheten att använda och reparera redan befintliga rörledningar etc. (15 a §). Detta gäller dock inte vid utläggande av bl.a. rörledningar i syfte att utforska kontinentalsockeln etc. (15 b §). 
  
 6.2.6 
  
 Lagen (1988:868) om brandfarliga och explosiva varor 
  
 Lagen innehåller bestämmelser om hantering och import av brandfarliga och explosiva varor. Syftet med lagen är att dels hindra att varorna orsakar brand eller explosion som inte är avsedd, dels att förebygga och begränsa skador på liv, hälsa, miljö eller egendom genom brand eller explosion vid hanteringen av sådana varor (1 §). Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer får meddela föreskrifter om vilka varor som skall anses vara brandfarliga eller explosiva (2 §). 
 Byggnader och andra anläggningar där brandfarliga eller explosiva varor hanteras samt anordningar för hantering av sådana varor, skall dels vara inrättade så att de är betryggande från brand- och explosions- synpunkt, dels vara förlagda på sådant avstånd ifrån omgivningen som behövs med hänsyn till hanteringen. Detta gäller även områden med sådana byggnader, anläggningar och anordningar (6 §). 
 Den som hanterar brandfarliga eller explosiva varor skall vidta de åtgärder och de försiktighetsmått som behövs för att förhindra oavsiktlig brand eller explosion och för att förebygga och begränsa skador på liv, hälsa, miljö eller egendom genom brand eller explosion (7 §). I vissa fall 
  
 160  
 Gällande lagstiftning  
 SOU 1999:115 
  
 ställs det krav på att den som hanterar brandfarliga eller explosiva varor skall ha viss kompetens (8 §). 
 Den som yrkesmässigt hanterar brandfarliga eller explosiva varor skall se till att det finns tillfredställande utredning om riskerna för brand eller explosion i verksamheten och om de skador som kan uppkomma. Regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer har möjlighet att meddela närmare föreskrifter om utredningsskyldigheten (9 §). 
 Den som bl.a. importerar eller överlåter brandfarliga eller explosiva varor är skyldig att lämna viss varuinformation. Närmare föreskrifter om informationen får meddelas av regeringen eller av den myndighet som regeringen bestämmer (10 §). 
 Det krävs tillstånd för att hantera eller importera explosiva varor och för att yrkesmässigt eller i större mängd hantera brandfarliga varor (11 §). Enligt 20 § förordningen (1988:1145) om brandfarliga och ex- plosiva varor krävs inte tillstånd för att hantera brandfarliga varor som transporteras i sådan rörledning för vilken koncession har meddelats enligt rörledningslagen. I vissa fall får regeringen eller den myndighet som regeringen bestämmer förbjuda hantering eller import av en brand- farlig eller explosiv vara (12 §). 
  
 6.2.7 
  
 Sprängämnesinspektionens naturgasföre- skrifter, Sprängämnesinspektionens allmänna råd till föreskrifterna (SÄIFS 1996:8) 
  
 Sprängämnesinspektionen har, med stöd av 41 § förordningen (1988:1145) om brandfarliga och explosiva varor, bemyndigats att meddela föreskrifter enligt  
 6–11 
  §§ lagen om brandfarliga och explosiva varor samt att besluta om förbud enligt 12 § samma lag. Inspektionen har bl.a. utfärdat  
 Sprängämnesinspektionens naturgasföreskrifter och allmänna råd till föreskrifterna (SÄIFS 1996:8).  
 Föreskrifterna gäller utformning, anläggande och drift av ledningssystem för naturgas i gasfas överstigande 4 bar övertryck (kapitel 1). Ledningssystemet skall bl.a. vara förlagt så att det kan övervakas och underhållas på ett från skyddssynpunkt ändamålsenligt och betryggande sätt. Systemet skall även vara försett med skyddsanordningar mot brand och explosion och i största möjliga utsträckning vara skyddat mot yttre påverkan. Innan anläggningsarbeten påbörjats skall ledningsägarens kvalitetssystem för dessa ha godkänts av Sprängämnesinspektionen (kapitel 3). Särskilda krav ställs på material för rör m.m. samt dimensionering (kapitel 4). 
 Ledningar skall vara förlagda i marken på ett sådant sätt att de är skyddade mot skadlig påverkan från markrörelser, erosion och andra yttre påkänningar. Sprängämnesinspektionen skall i vissa fall godkänna 
  
 SOU 1999:115  
 Gällande lagstiftning  
 161 
  
 det tekniska utförandet. Ledningarna skall också ha betryggande skydd mot korrosion. Skyddet skall bestå dels av katodiskt skydd, dels av ut- vändig beläggning (5.2). 
 Området längs en gasledning delas in i zoner. Med hjälp av en zonklassningsenhet (ett 1 600 meter långt och 400 meter brett område) bestäms zontillhörigheten. Zonerna delas in i fyra olika klasser: A, B, C och D. Skyddskraven är lägst i zonklass A och högst i zonklass D. Vid indelningen i klasser beaktas dels rådande befolkningstäthet, bebyggelse och andra förhållanden inom zonen, dels vad som med tillfredsställande grad av säkerhet kan antas i fråga om områdets användning inom överskådlig tid, dvs.  
 10–15 
  år. I z onklass A får det finnas högst tio lägenheter (med lägenhet avses såväl bostadslägenhet som lägenhet för annat ändamål t.ex. affärslokal) belägna i ett eller flera hus. I zon B får det finnas 11 till 45 lägenheter. Som zon C klassas områden där det finns minst 46 lägenheter. Även enstaka byggnader och utomhusområden, t.ex. idrottsplatser inom 100 meter från ledningen, medför i vissa fall att området klassas som zon C. Detta gäller om det vid normal användning samtidigt vistas minst 20 personer där. Område där flertalet byggnader har fyra eller fler våningar ovan mark klassas som zon D (5.3). 
 I 5.4 finns regler om skyddsavstånd. Exempelvis skall avståndet från ledning i mark till byggnad – med byggnad avses alla byggnader – eller till närmaste gräns för område med förväntade grävningsaktiviteter vara minst 25 meter. Ett sådant utomhusområde som nämnts ovan anses alltid som ett område med förväntade grävningsaktiviteter. Det finns även föreskrifter om minsta avstånd mellan stationsanläggningar t.ex. MR- stationer och byggnader, vägar m.m. Sålunda är minsta avståndet mellan exempelvis en  
 MR-station 
  och grupp av bostadsbyggnader 50 meter. Inom tättbebyggt område medges högst det tryck som är tekniskt nödvändigt för att driva förbrukningsenheten. 
 Gasledning i bl.a. mark skall vara förlagd med ett täckningsdjup av minst 0,9 meter. Brukas marken skall gasledningen vara förlagd minst 0,3 meter under det största brukningsdjupet, varvid hänsyn skall tas till täckdikning o.d. (5.5). Förläggs ledningen i skog skall en trädfri gata behållas under ledningens livslängd. Gatan skall vara så bred, cirka sju meter, att den medger inspektion för att registrera och lokalisera läckor samt för att upptäcka om ledningsgraven eroderar (5.6). 
 Föreskrifter finns också om korsande ledningar, parallellförläggning av gasledning och kraftledning samt korsning mellan gasledning och väg m.m.  
 (5.7–5.10). 
  Gasledningen skall vara utmärkt med stolpar i terrängen. Stolparna skall placeras på synligt avstånd från varandra och vara försedda med uppgifter om gasledningens brukare och telefon- nummer till bemannad station (5.11). 
  
 162  
 Gällande lagstiftning  
 SOU 1999:115 
  
 Gasförande installationer ovan mark skall, med vissa undantag, vara inhägnade (6.1). Inhägnaden skall bestå av ett minst två meter högt stängsel som är placerat minst två meter från anordning innanför detta. Installationerna skall även vara skyddade mot påkörning. Obevakade installationer skall vara försedda med anordning som hindrar obehörig manövrering av funktioner i ledningssystemet (6.2). – I allmänna råd till förskrifterna anges bl.a. att frågan om skydd mot sabotage ofta dis- kuteras och att en noggrann genomgång har visat att det är omöjligt att på ett rimligt sätt skydda ledningen med tillhörande utrustning från skador genom sabotage. 
 I kapitel 7 finns regler om kompressorstation. Vad gäller kontroll- rumsbyggnad och byggnad eller byggnadsdel som innehåller gas- installation skall den vara avskild i brandteknisk klass REI 60. Ett ut- rymme med gasinstallation skall dessutom vara ventilerat så att utläck- ande gas inte kan samlas där. Härutöver anges att avståndet mellan hu- vudgasledningens sträckning och kompressorbyggnad etc. skall vara minst 50 meter och att säkerhetsavståndet mellan olika funktionsdelar som kompressorbyggnad, kontrollrum och utlopp för stationens hu- vudavblåsning skall vara minst 25 meter. Vidare finns föreskrifter om säkerhetssystem, tömning m.m. En kompressorstation skall bl.a. vara försedd med ett system som gör det möjligt att upptäcka och lokalisera sådana fel inom stationsområdet som kan medföra fara. 
 Föreskrifter om mät- och reglerstationer s.k.  
 MR-stationer 
  finns i kapitel 8 och innehåller regler för bl.a. byggnaden, tryckreducering, skydd mot otillåten tryckhöjning och tömning. Liksom är fallet med kompressorstationer skall byggnad eller byggnadsdel som innehåller utrustning för tryckreducering vara avskild i brandteknisk klass REI 60. Likaså skall utrymme med reducerutrustning vara ventilerat så att ut- läckande gas inte kan samlas där. Regler om linjeventilstationer finns i kapitel 9. Där anges bl.a att avståndet till närmaste linjeventil utmed gasledningen inte får överstiga viss längd, t.ex. 16 km i zon A och 4 km i zon D. Vidare finns föreskrifter om skyddsåtgärder vid manövrering och tömning. 
 Kapitel 10 innehåller regler om bl.a. kontroll av ledningar. Sålunda skall ledningen, innan försöksdrift påbörjas, undergå  
 konstruktions-, 
  tillverknings- och installationskontroll. Dessutom finns bestämmelser om revisionskontroll och återkommande kontroll. 
 I kapitel 11 anges krav som ställs på ledningsägaren. Ägaren skall bl.a. driva, underhålla, reparera och i förekommande fall ställa av gas- ledningen med tillhörande anordningar på ett från skyddssynpunkt än- damålsenligt och betryggande sätt. Kapitlet innehåller även bestämmel- ser om luktsättning av gas och om åtgärder som skall vidtas om indel- ningen av zoner förändras. Eventuella skador på ledningssystemet skall, 
  
 SOU 1999:115 
  
 Gällande lagstiftning  
 163 
  
 enligt kapitel 12, dokumenteras av ledningsägaren. Ägaren är även skyldig att informera Sprängämnesinspektionen om läckage som orsakat personskada etc. 
  
 6.2.8 
  
 Sprängämnesinspektionens föreskrifter om ändring i föreskrifterna (SÄIFS 1995:3) om tillstånd till hantering av brandfarliga gaser och vätskor, Sprängämnesinspektionens allmänna råd till föreskrifterna (SÄIFS 1997:3) 
  
 Sprängämnesinspektionen har med stöd av 3, 21, 29 och 41 §§ förord- ningen (1988:1145) om brandfarliga och explosiva varor bl.a. föreskrivit att tillstånd inte behövs för anläggande och drift av distributionssystem för bl.a. naturgas om: 
  
 1. 
  
 drifttrycket uppgår till högst 4 bar och 
  
 2. 
  
 gasen distribueras från en central enhet exempelvis en mät- och reglerstation till flera abonnenter och 
  
 3. 
  
 ett distributionsföretag ansvarar för att anläggning, drift och kontroll av systemet, dvs. distributionssystemet till och med förbruknings- stället exempelvis lågan, utförs enligt regler som utarbetats i samråd med Sprängämnesinspektionen samt 
  
 4. 
  
 föreståndare är utsedd på samma sätt som anges i 36 och 37 §§ för- ordningen (1988:1145) om brandfarliga och explosiva varor (kapitel 1.3). 
  
 Bakgrunden till bestämmelsen i kapitel 1.3 är att med bibehållen skyddsnivå begränsa kravet på tillstånd. Genom föreskrifterna effekti- viseras samhällets kontroll av skyddet mot brand och explosion. Distri- butionsföretagen påtar sig ett egenkontrollsystem som granskas – både till struktur och resultat – av myndigheterna. Det är myndigheterna som fastställer kravnivån. 
  
 6.3 
  
 Rätt att använda mark för gasledningar 
  
 För att få dra fram en gasledning över annans mark krävs att lednings- ägaren har kommit överens med markägaren, eller någon form av tvångsupplåtelse. Ett avtal om nyttjanderätt till mark får träffas för högst 50 år. Inom detaljplanelagt område är dock tiden begränsad till 25 år. Kommer avtal inte till stånd kan ledningsägaren ansöka om led- ningsrätt eller expropriation. 
  
 164  
 Gällande lagstiftning 
  
 SOU 1999:115 
  
 6.3.1 
  
 Ledningsrättslagen (1973:1144) 
  
 Den som för ledning vill utnyttja utrymme inom fastighet kan få rätt till det, s.k. ledningsrätt (1 §). Lagen gäller vissa slag av ledningar bl.a. gasledningar som tillgodoser ett allmänt behov, gagnar näringsverk- samhet eller kommunikationsanläggning av betydelse för riket eller viss ort eller medför endast ringa intrång i jämförelse med nyttan (2 §). Med ledning avses, förutom själva ledningen, även sådana anordningar som behövs för dess funktion, exempelvis pumpstationer (3 §). Frågan om ledningsrätt prövas av lantmäterimyndigheten (39 §). Ledningsrätten omfattar, enligt vad som bestäms vid förrättningen, befogenhet att inom fastigheten vidta de åtgärder som behövs för att dra fram och använda ledningen (1 §). Ett beslut om ledningsrätt kan omprövas under vissa förutsättningar (33 §). 
  
 6.3.2 
  
 Expropriationslagen (1972:719) 
  
 Fastighet som inte ägs av staten får genom expropriation tas i anspråk med äganderätt, nyttjanderätt eller servitutsrätt (1 kap. 1 §). Expropria- tion får ske för att bl.a. tillgodose allmänt behov av elektrisk kraft eller annan drivkraft, vatten, värme eller likartad nyttighet etc. (2 kap 3 §). Bestämmelsen omfattar bl.a. allmänna ledningar av olika slag, såsom gasledningar. Skall ledningen ingå i ledningsnät av betydelse för riket eller för viss ort eller är intrånget av ledningen ringa i jämförelse med nyttan av den, får expropriation ske även om det inte finns något allmänt behov av ledningen (2 kap. 3 §). Fråga om tillstånd till expropriation prövas av regeringen (3 kap. 1 §) 
  
 SOU 1999:115 
  
 165 
  
 7 
  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv 
  
 Europaparlamentet och rådet antog den 22 juni 1998 direktivet 98/30/EG om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas (naturgasmarknadsdirektivet). Syftet med direktivet är att upprätta den inre marknaden för naturgas. I direktivet finns gemensamma regler för bl.a. överföring, distribution, leverans och lagring av naturgas. Vidare finns där regler för naturgassektorns organisation och funktion och för tillträde till marknaden samt för drift av systemen. Förutom dessa be- stämmelser innehåller direktivet ett omfattande och detaljerat regelverk. Medlemsstaterna skall senast den 10 augusti 2000 ha genomfört direktivet i nationell rätt. Direktivet återges i sin helhet i bilaga 2. I kapitlet ges en beskrivning av direktivet. 
  
 7.1 
  
 Direktivets ingress 
  
 I naturgasmarknadsdirektivets ingress anges bl.a. följande mål. Ett vik- tigt inslag i fullbordandet av den inre marknaden för energi är upprät- tandet av en konkurrensutsatt marknad för naturgas (punkt 3). Den inre marknaden för naturgas måste upprättas gradvis för att industrin på ett flexibelt och planerat sätt skall kunna anpassa sig till sin nya miljö och för att beakta att marknadsstrukturerna skiljer sig åt mellan medlems- staterna (punkt 7). Tillträdet till systemet måste vara öppet, i enlighet med detta direktiv och detta måste leda till en tillräcklig, och där så är lämpligt, jämförbar grad av öppnande av marknaderna i de olika med- lemsstaterna. Samtidigt får inte öppnandet av marknaderna leda till onödig obalans i företagens konkurrenssituation i olika medlemsstater (punkt 23). 
  
 166  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv  
 SOU 1999:115 
  
 7.2 
  
 Direktivets sakinnehåll 
  
 Kapitel 1 
  
 Kapitel 1 Räckvidd och definitioner innehåller två artiklar. I  
 artikel 1 
  
 anges direktivets räckvidd. Där sägs att i direktivet fastställs gemen- samma regler för överföring, distribution, leverans och lagring av na- turgas. Vidare anges att direktivet fastställer regler om naturgassektorns organisation och funktion, inbegripet kondenserad naturgas (LNG), tillträde till marknaden, drift av systemen och de kriterier och förfaran- den som skall tillämpas vid beviljande av tillstånd för överföring, dist- ribution, leverans och lagring av naturgas.  
 Artikel 2  
 innehåller defini- tioner. 
 Kapitel II 
 Kapitel II Allmänna regler för sektorns organisering omfattar artiklarna 
  
 3–5. 
  I 
  
 artikel 3  
 anges att medlemsstaterna skall säkerställa att naturgas- 
  
 företag 
  
 drivs enligt principerna i direktivet för att uppnå en konkur- 
  
 rensutsatt naturgasmarknad. 
  
 Vidare anges att medlemsstaterna i det allmänna ekonomiska intresset kan ålägga naturgasföretag att tillhandahålla allmännyttiga tjänster. Tjänsterna kan avse säkerhet – inbegripet försörjningstrygghet – regel- bundna leveranser, kvalitet och pris på leveranser samt miljöskydd. Om naturgasföretag åläggs sådana tjänster skall  
 EG-fördragets 
  bestämmel- ser, särskilt artikel 90 (numera artikel 86 i Amsterdamfördraget), be- aktas. Allmännyttiga tjänster skall anmälas till Europeiska kommissio- nen. (se nedan artikel 17 – om möjlighet för naturgasföretag att vägra tillträde till systemet om ett tillträde skulle hindra naturgasföretagen från att utföra de allmännyttiga tjänster som ålagts dem enligt artikel 3.2). 
 I artikeln sägs också att en medlemsstat får besluta att inte tillämpa artikel 4 i fråga om distribution i den utsträckning som tillämpningen av bestämmelsen rättsligt eller i praktiken skulle hindra naturgasföretagen från att fullgöra de allmännyttiga tjänster som de har blivit ålagda. 
 Förutsättningen för att en medlemsstat skall få använda denna möjlighet är att handelns utveckling inte påverkas i en sådan utsträckning att det strider mot gemenskapens intressen. Som sådana intressen räknas bl.a. konkurrens när det gäller berättigade kunder, dvs. kunder som får 
 utnyttja den fria naturgasmarknaden, och artikel 90 i  
 EG-fördraget 
  (numera artikel 86 i Amsterdamfördraget). 
  
 Artikel 4  
 innehåller fyra punkter. Krävs tillstånd (t.ex. licens, tillå- telse, koncession, samtycke eller godkännande) för att bygga eller driva 
  
 SOU 1999:115 
  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv  
 167 
  
 naturgasanläggningar så skall, enligt första punkten, medlemsstaterna eller den behöriga myndighet som de utser i enlighet med punkterna  
 2–4 
  bevilja tillstånd att bygga och/eller driva sådana anläggningar, rörled- ningar och tillhörande utrustning inom sitt territorium. På samma villkor kan tillstånd beviljas för att leverera naturgas och tillstånd för grossister. 
 Har medlemsstaterna ett tillståndssystem skall de, enligt andra punkten, fastställa objektiva och  
 icke-diskriminerande 
  kriterier som skall uppfyllas av de företag som ansöker om t illstånd för att bygga och/eller driva naturgasanläggningar eller som ansöker om tillstånd att leverera naturgas. Vidare anges att kriterier och förfaranden skall of- fentliggöras. 
 Tredje punkten föreskriver att en sökande som fått avslag på sin an- sökan skall underrättas om dels skälen för avslaget och dels om möjlig- heten att överklaga. Dessutom skall kommissionen underrättas om ett avslag. 
 Enligt fjärde punkten kan medlemsstaterna, under vissa förutsätt- ningar, avslå en ansökan om ytterligare tillstånd att anlägga och driva rörledningssystem för distribution inom visst område. 
 Medlemsstaterna skall, enligt  
 artikel 5 
 , säkerställa att tekniska före- skrifter utarbetas och görs tillgängliga. I föreskrifterna skall anges de lägsta krav som ställs på teknisk konstruktion och drift för anslutning till systemet av  
 LNG-anläggningar, 
  lagringsanläggningar, andra över- förings- eller distributionssystem och direktledningar. Kommissionen skall underrättas om föreskrifterna. 
 Kapitel III 
 Kapitel III Överföring, lagring och LNG omfattar artiklarna  
 6–8 
  och reglerar vissa frågor rörande  
 överförings-, 
  lagrings- och/eller LNG- företag. I  
 artikel 6  
 anges att medlemsstaterna skall säkerställa att över-  
 förings-, 
  lagrings- och  
 LNG-företag 
  agerar i enlighet med artiklarna 7 och 8. 
 Sålunda skall företagen, enligt  
 artikel 7 
 , på ekonomiska villkor driva, underhålla och utveckla säkra, tillförlitliga och effektiva  
 överförings-, 
  lagrings- och/eller  
 LNG-anläggningar, 
  med vederbörlig hänsyn till miljön. Företagen åläggs även viss informationsskyldighet. Om informationen är kommersiellt känslig så skall den, enligt  
 artikel 8 
 , be- handlas konfidentiellt. 
  
 168  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv 
  
 SOU 1999:115 
  
 Kapitel IV 
 Kapitel IV Distribution och försörjning omfattar artiklarna  
 9–11 
  och reglerar vissa frågor rörande distributionsföretag. 
 Enligt  
 artikel 9  
 gäller i stort samma regler för distributionsföretagen som för de ovan nämnda  
 överförings-, 
  lagrings- och  
 LNG-företagen. 
  Enda skillnaden är att medlemsstaterna kan ålägga distributionsföretag och/eller försörjningsföretag leveransskyldighet gentemot kunder inom ett visst område och/eller i en viss kategori. Även tariffen för sådana leveranser får regleras. 
 Det bör påpekas att samma företag samtidigt kan vara ett distribu-  
 tions-, 
 överförings-, 
  lagrings- och  
 LNG-företag. 
  
 Kapitel V 
 Kapitel V Särredovisning samt insyn och öppenhet i bokföringen om- fattar artiklarna 12 och 13. 
 I  
 artikel 12  
 anges att medlemsstaterna eller de behöriga myndigheter de utser, däribland de tvistlösningsmyndigheter som avses i artiklarna 21.2 och 23.2, skall ha tillgång till naturgasföretagens bokföring enligt artikel 13 i den omfattning som behövs för att de skall kunna utföra sina uppgifter. Är uppgifterna kommersiellt känsliga så skall de behandlas konfidentiellt. Medlemsstaterna har dock, under vissa förutsättningar, möjlighet att medge undantag från principen om konfidentialitet. 
  
 Artikel 13  
 ger närmare regler för bokföringen hos naturgasföretagen. Enligt första punkten skall medlemsstaterna vidta nödvändiga åtgär- der för att säkerställa att bokföringen sker i enlighet med punkterna  
 2–5. 
  I andra punkten föreskrivs att naturgasföretag, oberoende av ägartyp 
 eller juridisk form, skall upprätta, låta revidera och offentli ggöra sina årsredovisningar enligt de bestämmelser i nationell rätt som avser års- räkenskaper i aktiebolag och som har fastställts i enlighet med rådets fjärde direktiv 78/660/EEG av den 25 juli 1978, grundat på artikel 54.3 g i fördraget om årsbokslut i vissa typer av bolag. Företag som inte enligt lag är skyldiga att offentliggöra sin årsredovisning skall hålla en kopia av denna tillgänglig för allmänheten. 
 Tredje punkten föreskriver att integrerade naturgasföretag skall sär- redovisa verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas. Där artikel 16 (reglerat tillträde till systemet) skall tillämpas och tillträde till systemet lämnas mot betalning av ett enda belopp för både överföring och distribution, kan dock bokföringen för överföring och distribution kombineras. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv  
 169 
  
 Enligt fjärde punkten skall företagen i sin interna bokföring ange de regler för fördelningen av tillgångar och skulder, utgifter och inkomster samt för avskrivningar som de följer vid upprättandet av särre dovis- ningen. Detta skall ske utan att nationellt tillämpliga bestämmelser om bokföring åsidosätts. 
 I femte punkten föreskrivs att vissa transaktioner med vissa anknutna företag skall anges i noter till årsredovisningen. 
 Kapitel VI 
 Kapitel VI Tillträde till systemet omfattar artiklarna  
 14–23 
  och reglerar framför allt olika kunders möjligheter att få tillträde till systemet i avsikt att ingå leveransavtal. 
  
 Artikel 14  
 anger att medlemsstaterna kan välja något eller båda av de förfaranden som anges i artiklarna 15 och 16 när de skall organisera tillträdet till systemet. 
 I  
 artikel 15  
 regleras det första förfarandet "förhandlat tillträde". För- farandet beskrivs i första punkten. Det innebär i korthet att naturgas- företag och berättigade kunder skall kunna förhandla om tillträde till systemet i avsikt att ingå leveransavtal med varandra. 
 I andra punkten föreskrivs att avtalen om tillträde till systemen skall förhandlas fram med de berörda naturgasföretagen. Vidare föreskrivs att medlemsstaterna skall kräva att naturgasföretagen inom det första året efter genomförandet av direktivet, och årligen därefter, offentliggör sina viktigaste kommersiella villkor för att utnyttja systemet. 
  
 Artikel 16  
 reglerar det andra förfarandet "reglerat tillträde". Förfa- randet innebär att naturgasföretag och berättigade kunder har rätt till tillträde till systemet på grundval av offentliggjorda tariffer och/eller andra villkor och skyldigheter för att utnyttja systemet. Rätten till till- träde för berättigade kunder kan ges genom att de får möjlighet att ingå leveransavtal med andra konkurrerande naturgasföretag än systemets ägare och/eller operatör eller ett anknutet företag. 
 I  
 artikel 17  
 beskrivs ett naturgasföretags möjlighet att vägra tillträde till systemet. Enligt första punkten kan tillträde vägras dels på grund av bristande kapacitet och dels om tillträde till systemet skulle hindra na- turgasföretaget från att utföra de allmännyttiga tjänster som åläggs fö- retaget enligt artikel 3.2. Tillträde kan även vägras på grundval av all- varliga ekonomiska och finansiella problem med  
 take-or-pay-avtal 
  som har att göra med kriterierna och förfarandena i artikel 25 och det alter- nativ som valts av medlemsstaten i enlighet med artikel 25.1. 
 I andra punkten föreskrivs att åtgärder får vidtas för att säkerställa att naturgasföretag, som vägrar tillträde till systemet på grund av bris- 
  
 3  
  
 gas per 
  
 170  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv 
  
 SOU 1999:115 
  
 tande kapacitet eller otillräcklig anslutning, genomför nödvändiga för- bättringar så långt detta är ekonomiskt försvarbart, eller när en potentiell kund är villig att betala för det. När medlemsstaterna tillämpar artikel 4.4. skall de vidta ovannämnda åtgärder. 
  
 Artikel 18  
 innehåller regler om vilka kunder inom respektive land som skall ha tillträde till systemet i avsikt att ingå avtal om eller att köpa naturgas (berättigade kunder). I andra punkten anges att såsom berättigade kunder skall åtminstone anses: 
  
 Kunder som har gaseldad kraftproduktion, oberoende av årlig för- brukningsnivå. För att värna om jämvikten på elmarknaden har dock 
  
 medlemsstaterna möjlighet att införa ett tröskelvärde. Värdet får inte överstiga det som anges för andra slutförbrukare för att kraftvär- meproducenter skall anses vara berättigade. 
  
 Övriga slutförbrukare som förbrukar mer än 25 miljoner m år och förbrukningsställe. 
 Tredje punkten anger att medlemsstaterna skall säkerställa att defini- tionen av berättigade kunder leder till en öppning av marknaden som motsvarar åtminstone 20 procent av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella gasmarknaden. 
 I fjärde punkten anges att andelen skall ökas till 28 procent fem år efter direktivets ikraftträdande och till 33 procent efter tio år. 
 Resulterar definitionen av berättigade kunder i en öppning av mark- naden med mer än 30 procent av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella gasmarknaden får, enligt punkt 5, den berörda medlems- staten anpassa definitionen så att öppningsnivån sänks till lägst 30 pro- cent av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella gasmark- naden. 
 För att åstadkomma att öppningsnivån av medlemsstaternas natur- gasmarknad ökar under en tioårsperiod skall, enligt sjätte punkten, sta- terna senast fem år efter det att direktivet har trätt i kraft, sänka den tröskel som fastställts i punkt 2 (25 miljoner m  
 3  
 gas/år och förbruk- ningsställe) för andra berättigade kunder än dem som har gaseldad kraftproduktion till 15 miljoner m 
 3 
 /år och förbrukningsställe. Senast tio år efter att direktivet har trätt i kraft skall tröskeln ha sänkts till fem miljoner m 
 3 
 /år och förbrukningsställe. Vidare skall medlemsstaterna – för att säkerställa att öppningsnivån av deras naturgasmarknad ökar under en tioårsperiod – fem år efter direktivets ikraftträdande höja pro- centsatsen i punkt 5 till 38 procent av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella gasmarknaden och till 43 procent av sådan gas- förbrukning tio år efter ikraftträdandet. 
  
 SOU 1999:115  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv  
 171 
  
 I punkt åtta föreskrivs att distributionsföretag, under vissa förutsätt- ningar skall ha behörighet att ingå avtal om naturgas enligt artikel 15 och 16. 
 Kriterierna för definitionen av berättigade kunder skall, enligt punkt nio, offentliggöras. Kommissionen skall ha del av informationen. Även övrig information som visar att marknaden har öppnats skall lämnas till kommissionen. Kommissionen kan, under vissa förutsättningar, begära att en medlemsstat ändrar angivelserna om dessa hindrar att direktivet tillämpas korrekt. Åtföljs inte begäran inom viss tid skall kommissionen fatta ett slutligt beslut. 
 I  
 artikel 19  
 finns den s.k. reciprocitetsklausulen. Syftet med denna är att undvika bristande jämvikt i öppnandet av naturgasmarknaderna under de första tio åren efter direktivets ikraftträdande. Klausulen är indelad i två punkter, a och b. I punkt a anges att leveransavtal med en berättigad kund inom en annan medlemsstats system inte får förbjudas om kunden anses som berättigad i båda medlemsstaterna. Av punkt b framgår att om en transaktion vägras på grund av att kunden endast anses berättigad i det ena av de två systemen så kan kommissionen, under vissa förutsättningar, ålägga den vägrande parten att verkställa den begärda gasleveransen. Ett agerade från kommissionens sida förut- sätter dock att den berättigade kundens medlemsstat begär det. 
  
 Artikel 20  
 reglerar rätten att bygga s.k. direktledningar (naturgas- rörledning som kompletterar det sammankopplade systemet). 
 I  
 artikel 21  
 regleras frågor kring lösande av tvister. 
  
 Artikel 22  
 föreskriver att medlemsstaterna skall skapa instrument för tillsyn av naturgasmarknaden. 
 I  
 artikel 23  
 föreskrivs att naturgasföretag och berättigade kunder under vissa förutsättningar kan få tillträde till tidigare led i rörlednings- nätet. Vidtagna åtgärder skall anmälas till kommissionen. 
 Kapitel VII 
 Kapitel VII Slutbestämmelser omfattar artiklarna  
 24–31. 
  
 Artikel 24  
 reglerar rätten att vidta skyddsåtgärder vid vissa angivna krissituationer. Vilka åtgärder som vidtagits skall anmälas till övriga medlemsstater och kommissionen. 
 I  
 artikel 25  
 regleras frågan om tillfälliga undantag från artikel 15 och/eller artikel 16. 
 Enligt första punkten kan ett naturgasföretag som, på grund av s.k.  
 take-or-pay 
  – åtaganden, råkat i allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter av medlemsstaten medges tillfälligt undantag från krav på tillträde till systemet. 
  
 172  
 Huvuddragen i EG:s naturgasmarknadsdirektiv 
  
 SOU 1999:115 
  
 Av andra punkten framgår att ett beslut om undantag skall anmälas till kommissionen. Kommissionen kan begära att beslutet om undantag skall ändras eller upphävas. Kommersiellt känsliga uppgifter skall be- handlas konfidentiellt. 
 I fjärde punkten föreskrivs att de naturgasföretag som inte har be- viljats undantag enligt punkt 1 inte skall kunna vägra tillträde till sys- temet på grund av  
 take-or-pay-åtaganden 
  som har godkänts i ett avtal om köp av gas. 
 I  
 artikel 26  
 ges föreskrifter om rätt till undantag från direktivet. Så- lunda kan, enligt första punkten, medlemsstater som inte är direkt an- knutna till det europeiska naturgasnätet och som endast har en extern huvudleverantör av naturgas ställa sig utanför en rad av direktivets regler. Likaså får, enligt andra punkten, vissa medlemsstater som kan anses vara framväxande marknader (medlemsstat i vilken den första kommersiella leveransen enligt det första långsiktiga avtalet för natur- gasleveranser genomfördes för inte mer än tio år sedan) göra vissa un- dantag. Om genomförandet av direktivet kan orsaka allvarliga problem inom ett visst geografiskt område kan, enligt tredje punkten, medlems- staterna ansöka om tillfälligt undantag från vissa regler hos kommis- sionen. Femte punkten riktar sig mot kommissionen och gäller bl.a. viss underrättelseskyldighet. 
  
 Artiklarna 27 och 28  
 innehåller åligganden för kommissionen vad avser viss rapportering och utvärdering. 
  
 Artiklarna  
  
 29–31 
  
 innehåller främst ordningsfrågor. 
  
 SOU 1999:115 
  
 173 
  
 8 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 Som framgått av kapitel 7 innehåller naturgasmarknadsdirektivet regler för bl.a. överföring, distribution, leverans och lagring av naturgas. 
 Reglerna anger de mål som skall uppnås, medan medlemsstaterna själva kan välja på vilket sätt de skall uppnås. Utformningen ger således varje medlemsstat viss frihet att välja den ordning som bäst motsvarar en viss situation. Avsikten med detta kapitel är att analysera olika sätt att uppnå målen och vilka effekter som kan tänkas uppstå om det ena eller andra alternativet väljs. I några fall anger direktivet olika mål som kan uppnås, t.ex. förhandlat respektive reglerat t illträde. 
 Det är dock inte enbart naturgasmarknadsdirektivet som kan förvän- tas påverka marknadsstrukturen, utan även den allmänna utvecklingen på marknaden är en betydelsefull komponent. Inledningsvis i avsnitt 8.1 görs därför en kort genomgång av marknadsutvecklingen, vilka tenden- ser som förväntas och vilka faktorer som kan tänkas påverka utveckling- en. 
 De resterande delarna av kapitlet behandlar naturgasmarknadsdirek- tivet. Avsnitt 8.2 innehåller en analys av begreppet allmännyttiga tjäns- ter och vilka effekter ett sådant begrepp kan tänkas medföra. I detta av- snitt diskuteras också motiven för offentliga regleringar. Orsaken är att allmännyttiga tjänster inte är något entydigt begrepp och att en sådan analys kan underlätta den fortsatta framställningen. I avsnitt 8.3 analy- seras tillträde till näten och hur ett antal variabler kan komma att påver- kas. Det gäller t.ex. konkurrens, investeringar, kontrakt, prissättning och transitering. Avsnitt 8.4 innehåller en analys av reglerna för mark- nadsöppning och hur dessa kan tänkas påverka den svenska marknaden. I avsnitt 8.5 redovisas en genomgång av reciprocitetsklausulen. Avsnitt 8.6 innehåller en redovisning av de speciella reglerna för kraftvärme. I avsnitt 8.7 analyseras direktivets krav på ekonomisk redovisning. I av- snitt 8.8 redovisas avslutningsvis en genomgång av direktivets undan- tagsregler. 
  
 174  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.1 
  
 Marknadsutveckling 
  
 8.1.1 
  
 Bakgrund 
  
 1 
  
 Gasmarknaden i Västeuropa har sedan uppb yggnaden under  
 1960-talet 
  karakteriserats av starka monopolistiska inslag, regeringarnas och olje- bolagens starka ägarmässiga engagemang och mycket långtgående of- fentliga interventioner vid sidan av det som följer av ägandet. 
 I de flesta av Västeuropas länder har ett enda nationellt gasföretag svarat för alla inköpen och för de långa transporterna inom landet. Den regionala och lokala distributionen av naturgas har på liknande sätt ofta präglats av starka inslag av monopol. Slutanvändaren har vanligtvis inte haft möjlighet att välja leverantör utan ställts inför ett monopol; ett na- tionellt gasföretag eller en lokal distributör. 
 De nationella gasföretagens marknadsställning är ett resultat antingen av lagstiftning eller av de mycket höga kostnaderna för konkurrenter att etablera sig på marknaden  
 2  
 (naturligt monopol). De offentliga ingreppen har ofta motiverats av t.ex. en strävan att påverka prissättning och vins- ter (ekonomisk effektivitet), leveranssäkerhet, sociala mål och miljöskäl. 
 Långsiktiga kontrakt, med säkra priser, sågs som en förutsättning för att säkra investeringar i gasproduktion och transporter samt i efterfrågan på gas. De nationella överföringsföretagens  
 (transmissions-företagens) 
  starka ställning sågs av exportörerna som en garanti för att åtagandena i de långsiktiga kontrakten skulle fullföljas. Exportörerna var samtidigt tveksamma till stora produktionsinvesteringar innan sådana garantier ut- färdats. De nationella överföringsföretagens styrka sågs också som vik- tig för att uppnå t illräcklig förhandlingsstyrka och därmed förmånliga importpriser. 
 De nationella överföringsföretagens (och de lokala distributörernas) ägarskap och ensamrätt till rören gav dessa företag en betydande mark- nadsmakt gentemot deras konsumenter. Monopolistisk prisdiskrimine- ring blev konventionen där varje konsumentkategori fick betala ett pris som låg nära priset för tillgängliga substitut. På detta sätt fick varje an- vändarkategori betala det maximala pris de var beredda att betala. 
 Under  
 1970-talet 
  gjorde höga oljepriser det möjligt att ta ut priser som i betydande grad översteg kostnaderna för produktion och transport. Följden blev att marknaden stagnerade. Så länge priser och vinster låg 
  
 1 
  
 Avsnittet bygger på Burns (1999). 
  
 2 
  
 Rodriguez m.fl. (1999) pekar på att också kombinationen av skalfördelar i transportnätet och vertikala integrationsvinster utgjort en viktig orsak till att det i de flesta länder under lång tid har funnits ett dominerande vertikalt in- tegrerat företag. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 175 
  
 på en hög nivå accepterade producenterna villigt den stagnerande mark- naden, även om de hade en klar potential att expandera. Under andra hälften av  
 1980-talet 
  föll dock oljepriserna kraftigt, vilket förändrade de- ras attityd. Trots gasprisernas koppling till oljeprodukter, och därmed ett kraftigt prisfall, förbättrades inte gasens konkurrenskraft och marknads- andelen ökade inte påtagligt. Producenternas inställning till det befintliga prissättningssystemet förändrades genom prisfallet på olja. Prisbildning- en blev ett hinder för expansion av gasmarknaden. Vinsten av det mono- polistiska arrangemanget blev därför i ökad grad ifrågasatt. Samtidigt ökade också produktiviteten i gasutvinningen kraftigt. När kostnaderna sjönk ökade potentialen för växande produktion och vinster. Denna po- tential kunde dock inte realiseras på grund av den låga marknadstillväx- ten. Trots en ökande frustration bland producenterna förblev de rådande marknadsarrangemangen intakta. 
 Oljeprisfallet bidrog vidare till att många regeringar förändrade sin syn på energifrågor. Prisfallet sågs som en bekräftelse på att energitill- gångarna var omfattande och att offentliga ingrepp för att säkerställa försörjningstrygghet, i form av nationella monopol, var kostsamma och onödiga. Det offentliga stödet för den rigida marknadsstrukturen blev i konsekvens med detta försvagat. 
 Konsumenter kom också att ifrågasätta den monopolistiska prisdis- kriminering som tillämpades av de nationella överföringsföretagen. Få hade dock medel att utmana systemet så länge ledningsnäten förblev i exklusivt skydd hos nationella överföringsföretag och lokala distributö- rer. 
  
 8.1.2 
  
 Förändrade förutsättningar 
  
 3 
  
 I början av  
 1990-talet 
  skedde ett antal förändringar av nationell och in- ternationell politik som kom att påverka gasmarknaden. 
  
 Ett  
  
 EG-direktiv 
  som begränsade gasanvändning för kraftproduktion avskaffades 1990 (se kapitel 2). 
  
 Ökande omsorg om nationell och europeisk industriell konkurrens- kraft som lade stor vikt vid att reducera bränslepriserna i industrin. 
  
 Anpassning till miljön efter det kalla kriget, speciellt utvecklingen av samarbete, handel och investeringar med de nyligen oberoende stater- na i Central- och Östeuropa samt det forna Sovjetunionen. 
  
 3  
 Avsnittet bygger på Burns (1999) och Harrington (1998). 
  
 176  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 En större vikt på lokala, regionala och globala miljöaspekter av fos- sila bränslen som förhöjde gasens attraktionskraft gentemot andra fossila bränslen. 
  
 Det inträffade vidare förändringar som var direkt relaterade till gas- och elmarknaderna. 
  
 Upptäckten av nya gasfyndigheter i och i närheten av Europa och en förbättrad förmåga att leverera dessa resurser till en lägre kostnad än tidigare. 
  
 Växande kommersiellt och miljömässigt intresse för gaseldad kraft- produktion baserad på kombicykelteknik. 
  
 Privatisering av gas- och elföretag i alla delar av Europa (inklusive försäljning av aktiekapital till utländska investerare). 
  
 Avregleringen av gasmarknaderna i Nordamerika och privatiseringen och liberaliseringen av den brittiska gasindustrin. Konkurrens inför- des genom att tillåta tillträde till näten. 
  
 8.1.3 
  
 Kommersiell utveckling 
  
 Sammanfattningsvis pekade ett flertal händelser i slutet av  
 1980-talet 
  och början av  
 1990-talet 
  på betydande förändringar på gasmarknaden. De traditionella strukturerna har dock uppvisat en avsevärd uthå llighet. I slutet av  
 1990-talet 
  finns merparten av dessa strukturer fortfarande kvar, men de är sannolikt mogna för grundläggande förändringar. Framför allt mot bakgrund av det ökande trycket från kommersiella krafter. I huvud- sak är de följande (Radetzki, 1999; Stern, 1998). 
  
 År 1989 fick Ferguson, ett dotterbolag till det tyska kemiföretaget BASF, i uppdrag att bygga en 560 kilometer lång rörledning från Emden vid Nordsjön till BASF:s kemiska anläggningar i mellersta Tyskland. Beslutet föranleddes av misslyckanden att få tillträde till det existerande nätet och sågs som en åtgärd för att säkra kemiföreta- gets gasbehov utan att behöva förlita sig på Ruhrgas. Investeringarna har sedan fortsatt, både i Tyskland och utomlands, och har utvecklats som ett utmaning till det ledande tyska överföringsföretaget Ruhrgas. Wintershalls styrka har ökat genom en joint venture med Beck som resulterat i företaget Roberts (Ferguson äger 65 procent och 
  
 Gazprom 35 procent). Investeringarna uppgår till 3 m iljarder USD och ledningssystemet har en total kapacitet på 54 miljarder m  
 3  
 gas. På sikt kommer kapaciteten att öka till 90 miljarder m  
 3 
 , vilket över- stiger Tysklands nuvarande importbehov. Den ökade konkurrensen 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 177 
  
 mellan Roberts och Rodriguez kommer att leda till sänkta gaspriser. Priserna kommer förmodligen att under lång tid ligga på en låg nivå och föranleda en konsumtionsökning som är tillräcklig för att uppnå ett rimligt kapacitetsutnyttjande. Förändringarna i Tyskland har up- penbart drivits av dynamiken på marknaden och inte av förändringar av den regleringsmässiga regimen. Det finns anledning att anta att Roberts investeringar även kommer att få effekter utanför Tyskland. 
  
 Ett flertal kraftföretag i Nederländerna och Belgien har slutit kontrakt med norska producenter för deras anläggningar vid kusten och där- med förbigått de nationella överföringsföretagen. Kontrakten har ba- serats på kolpriset och minskat den traditionella bindningen till olje- produkter. I Italien har kraftföretag ingått joint venture med Beck och byggt ledningar för gasförsörjning till planerade gaskombikraft- verk. Investeringen baseras inte på långsiktiga kontrakt. Försäljningar som baseras på spotkontrakt har också ökat. 
  
 Den s.k. Interconnectorn, en rörledning mellan Sloan i Storbritanni- 
  
 en och Zeebrugge i Belgien, blev färdigställd 1998. Ledningen har en kapacitet på 20 miljarder m  
 3  
 gas per år. Ungefär 11 miljarder m  
 3  
 är uppbundna med långsiktiga kontrakt och ca 5 miljarder m  
 3  
 förväntas avse kortsiktiga kontrakt eller spotförsäljning. Ledningen innebär att marknaderna i Storbritannien och på kontinenten knyts samman och det kan därmed förväntas att utvecklingen i Storbritannien kommer att få större betydelse än tidigare i resten av Europa. En del av leve- ranserna avser Roberts (se ovan), vilket leder till fler leverantörer till företaget och en ökad leveranssäkerhet som kan leda till ökade möj- ligheter att ta marknadsandelar. Flera av kontrakten avser också slut- förbrukare i Nederländerna som bygger egna rörledningssystem för vidare transporter. Systemen är överdimensionerade för att kunna till- fredsställa en egen ökande efterfrågan eller för att erbjudas andra slutförbrukare. I och för sig köper också Ruhrgas, Johnson och Gas de France gas via Interconnectorn, vilket kan ses som ett steg från de nationella överföringsföretagen att försöka bibehålla marknadskon- troll. 
  
 Producenternas konkurrens om marknadsandelar har blivit allt mer påtaglig, speciellt i Västeuropa. År 2000 kommer de större produ- centerna att ha ett gasutbud och en rörledningskapacitet för export 
  
 som överstiger de traditionella långsiktiga kontrakten med 50 miljar- der m 
 3 
 , vilket motsvarar ca 10 procent av konsumtionen i Europa. 
  
 178  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.1.4 
  
 Slutsatser 
  
 Enligt Burns (1999) orsakas de fortgående förändringarna bl.a. av att både regeringar och privata företag lagt mindre vikt vid försörj- ningstrygghet, ett mindre behov av att förlita sig på långsiktiga kontrakt på grund av en allt mer mogen marknad, en ökande frustration från pro- ducenter vars ökande utbudspotential inte finner avsättning under nuva- rande marknadsarrangemang, missnöjda större kunder som är beredda att utmana överföringsmonopolen (transmissionsmonopolen) och de sti- mulanser för ökad konkurrens som kommer från Storbritannien. 
 Trycket från kommersiella krafter kommer i en fortgående process att leda till en allt mer konkurrensutsatt gasmarknad. Utvecklingen, som framför allt berör den europeiska kontinenten och Storbritannien, kom- mer att få flera viktiga implikationer. Antalet oberoende gasleverantörer, inklusive både producenter och handlare, kommer att öka. Vissa aktörer som nu opererar på den europeiska gasmarknaden kommer att få svårt att anpassa sig till de framväxande villkoren för konkurrens och kommer inte att överleva. Genomsnittspriserna för gas kommer att sjunka i för- hållande till andra bränslealternativ och konsumtionen kommer att öka. Kontrakten kommer att bli kortare och allt mer flexibla, med fluktueran- de gaspriser. Nationella gränser i Europa kommer att förlora i betydelse. Regeringar kommer att minska sitt ägarskap i gasindustrin när de upp- täcker att gasmarknaden kan privatiseras utan risk (Radetzki, 1999). 
 Från konsumentsynpunkt kommer möjligheten att köpa gas på kort- siktiga kontrakt med lägre priser än vad som erbjuds från överföringsfö- retagen att bli mycket attraktiv. Kraftproducenter och större industrifö- retag kommer att bli bland de första att dra fördel av dessa möjligheter. De medel med vilka de skall kunna vinna tillträde till denna gas och ar- rangera för att den blir levererad är dock ännu inte helt etablerade. 
 Förutom de ovan diskuterade kommersiella krafterna är EG:s gas- marknadsdirektiv ett verktyg. Flera bedömare är dock relativt skeptiska till direktivets möjligheter att påverka konkurrensen. Stern ( 1998) pekar t.ex. på att många viktiga artiklar är formulerade i relativt generella ter- mer och att möjligheten till förhandlat tillträde kan ge många överfö- ringsföretag en idealisk möjlighet att hänge sig åt utdragna och resultat- lösa eller icke bindande förhandlingar. Tidsaspekten är också viktig. Ef- ter tio år kommer det ännu att vara möjligt att vägra kunder som använ- der mindre än 5 miljoner m  
 3  
 gas per år tillträde till systemet. Det är en lång tid att kräva att relativt stora konsumenter förblir utan valmöjlig- heter eller alternativ till överförings- och distributionsföretagen. Det är vidare viktigt att förstå att direktivet tillåter en öppning av marknaderna, men inte fordrar en sådan öppning. Om tillträdesbarriärer och en svag reglering tillåter dominanta aktörer att bibehålla sin dominans ger direk- 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 179 
  
 tivets bestämmelser ingen grund för kommissionen att intervenera. Detta är viktigt mot bakgrund av misslyckandet att införa konkurrens på den brittiska gasmarknaden  
 1986–1991. 
  Misslyckandet gav upphov till mas- siva interventioner av regeringen och regleringsmyndigheterna som främst syftade till att kraftigt reducera British Gas marknadsdominans. 
 Enligt Harrington ligger därför inte värdet av direktivet så mycket i speci- fika bestämmelser som i det faktum att det etablerar både principen för tillträde till näten och en garanti för att motståndare till konkurrens och liberalisering inte på obestämd tid kan skjuta upp öppnandet av gas- marknaderna. De som förväntar sig att någonting mer konkret skall komma fram genom direktivet kommer nästan säkert enligt Harrington att bli besvikna. Två av de viktigaste sakerna – fastställande av metoder för att beräkna tariffer och reglerande bestämmelser för att tvinga fram konkur- rens och tillträde – försvann på ett tidigt stadium när direktivet började förhandlas fram. Utan dessa bestämmelser kommer individuella länder att tillåtas fortsätta i sin egen takt i enlighet med subsidiaritetsprincipen. EU:s tillsyn över dessa processer kommer att bli minimal och kan kräva långa rättegångsförfaranden. Sådana utsikter ger inga starka incitament för företag som strävar efter en ökad konkurrens. 
 Stern pekar på att uppmärksamheten i stället svängt till att avse ut- vecklingen i enskilda EU- och  
 icke-EU-länder. 
  I praktiskt taget alla län- der pågår, eller kan förutses, en utveckling mot konkurrens och liberali- sering. Utvecklingen i Tyskland, som beskrivits ovan, kommer att få stor betydelse. 
 Samtidigt menar Harrington att det i det kontinentala Europa finns få teck- en på några starka engagemang för att reglera gasindustrin. Inte i något land har det skett något erkännande av den viktiga roll som måste spelas av regleringsmyndigheter i samband med införande av konkurrens och liberalisering. Mot bakgrund av bristen på regleringsmakt som ryms in- om EG:s naturgasmarknadsdirektiv på  
 EU-nivå, 
  kommer en stor del av arbetet med konkurrens och liberalisering av den kontinentala gasindust- rin att bli att skapa regleringsinstitutioner och regimer. 
 Avslutningsvis kan det pekas på att det pågår strukturella föränd- ringar av gasindustrin. Stern (1998) pekar på att en strategi i riktning mot vertikal integration har valts av många, speciellt av aktörer som är verksamma uppströms. Detta baseras på en rädsla för att det är vinstmarginalerna uppströms som först kommer reduceras i samband med den ökande konkurrensen och att integration kommer att tillåta dem att låsa in både tillträde till marknader och marginaler nedströms. Un- der tiden, på marknadsplatsen, kommer horisontell integration med fu- sioner och allianser att ge kunder en starkare förhandlingsposition och en plattform för att skapa nya marknadsmöjligheter. Både etablerade och nya kraftproducenter kommer att bli viktiga aktörer, eftersom en svag 
  
 180  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 reglering kommer att leda till att små konsumenter formar allianser med företag som har en kommersiellt stark ställning. Allt efter att denna pro- cess utvecklas kommer nya marknadsföretag att utvecklas och den god- tyckliga efterfrågetröskel, som definierar företräde för vissa konsumenter 
 i  
 EU-direktivet, 
  kommer snabbt att bli irrelevant. Regeringar, reglerare och överföringsföretag kommer i ökande grad att få svårt att neka kon- sumenter att välja leverantör. 
  
 8.2 
  
 Allmännyttiga tjänster 
  
 8.2.1 
  
 Direktivet 
  
 I direktivets ingress anges att det i vissa medlemsstater kan vara nöd- vändigt att införa allmännyttiga tjänster för att säkerställa försörj- ningstrygghet och konsument- och miljöskydd vilket, enligt deras upp- fattning, inte nödvändigtvis kan garanteras enbart genom fri konkurrens (punkt 12). 
 Av direktivets artikel 3 framgår att medlemsstaterna i det allmänna ekonomiska intresset kan ålägga naturgasföretag att tillhandahålla all- männyttiga tjänster. Dessa kan avse säkerhet, inbegripet försörj- ningstrygghet, regelbundna leveranser, kvalitet och pris på leveranser samt miljöskydd. Sådana tjänster skall vara klart definierade, öppna, icke diskriminerande och kontrollerbara. Dessa tjänster och varje revide- ring av dem skall utan dröjsmål offentliggöras och anmälas till kommis- sionen av medlemsstaterna. För att kunna genomföra allmännyttiga tjänster som avser försörjningstrygghet kan de medlemsstater som så önskar införa långtidsplanering, varvid hänsyn skall tas till möjligheten att tredje part ansöker om att få tillträde till systemet. 
 Tillhandahållandet av allmännyttiga tjänster påverkar tillämpningen av artikel 4 som bl.a. reglerar tillstånd för uppförande eller drift av na- turgasanläggningar för distribution. En medlemsstat får i fråga om dist- ribution besluta att inte tillämpa bestämmelserna i artikel 4 i direktivet i den utsträckning som tillämpningen av dessa bestämmelser, rättsligt eller i praktiken, skulle hindra naturgasföretagen från att tillhandahålla de tjänster som ålagts dem av allmänt ekonomiskt intresse. 
 Förfarandet med allmännyttiga tjänster kan också påverka möjlighe- ten för andra företag att få tillträde till systemet och därvid möjligheten att få till stånd en effektiv konkurrens. Enligt artikel 17 får naturgasfö- retag vägra tillträde till systemet om tillträde till systemet skulle hindra dem från att utföra de allmännyttiga tjänster som åläggs dem. 
 En förutsättning för att en medlemsstat skall få använda denna möj- lighet är att handelns utveckling inte påverkas i sådan omfattning att det 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 181 
  
 strider mot gemenskapens intressen. Gemenskapens intressen omfattar bl.a. konkurrens när det gäller berättigade kunder och artikel 90 i EG- fördraget (numera artikel 86 i Amsterdamfördraget). 
  
 8.2.2 
  
 Motiv för offentliga ingrepp 
  
 Offentliga ingrepp i ekonomin kan motiveras utifrån ett flertal stånd- punkter. Ett vanligt motiv för offentliga ingrepp, utifrån ekonomisk teori, är att öka den ekonomiska effektiviteten. Ekonomisk effektivitet kan de- finieras som att samhällets resurser skall användas på sådant sätt att människans välfärd främjas så långt som möjligt. Det ekonomiska effek- tivitetsmålet har två komponenter. Den första, produktionseffektivitet, innebär att oavsett hur stort produktionsresultatet är i en viss sektor så skall det ha åstadkommits till lägsta möjliga kostnad. Den andra, alloke- ringseffektivitet, innebär att rätt mängd skall produceras, dvs. ingen sektor i ekonomin får tillåtas lägga beslag på en alltför stor (eller alltför liten) del av ekonomins totala resurser. Inom många sektorer av ekono- min kan marknadsmekanismen förväntas att hyggligt klara av att upp- fylla de två grundläggande effektivitetskraven. Inom andra fungerar oreglerade marknader inte bra, ofta till följd av s.k. marknadsmisslyck- anden (fall som inte leder till ett effektivt utnyttjande av tillgängliga re- surser). Alternativet är då för den offentliga sektorn att reglera markna- den eller att själv gå in och direkt tillhandahålla de varor och tjänster det är fråga om. En förklaring till varför marknadsmekanismen utan komp- letterande ingrepp inte fungerar så väl på detta område säger oss emel- lertid inte vilket av många tänkbara val av offentlig politik som utgör den bästa lösningen. Naturgasmarknadsdirektivets utformning, med dess många frihetsgrader, är ett bra exempel på detta. 
 Det finns olika typer av marknadsmisslyckanden som kan motivera offentliga ingrepp. Förekomsten av naturliga monopol är ett exempel. Ingreppet motiveras främst av att verksamheten är förknippad med stor- driftsfördelar. En konsekvens av detta är fallande styck- och marginal- kostnader. Styckkostnaderna sjunker ju större produktionsvolymen blir. 
 Ett vinstmaximerande oreglerat naturligt monopol följer den generella beslutsregeln att sätta marginalintäkt lika med marginalkostnad.  
 4  
 Efter- som monopolet möter fallande efterfråge- och marginalintäktskurvor, skiljer sig marginalintäkten från priset, varför resultatet blir annorlunda än i det rena konkurrensfallet. Jämfört med ren konkurrens betyder det 
  
 4  
 Den fortsatta framställningen i avsnittet bygger, där ej annat anges, på Wright litz (1988). 
  
 182  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 SOU 1999:115 
  
 lägre produktion, högre priser och att producenten kan tillskansa sig en monopolvinst (se även kapitel 3). 
 Om monopolföretaget däremot hade tillämpat samma prissättnings- beteende som ett företag under fullständig konkurrens, dvs. pris lika med marginalkostnad, hade en högre kvantitet producerats till ett lägre pris. En sådan samhällsekonomisk optimal prispolitik leder dock till en före- tagsekonomisk förlust för företaget (eftersom marginalkostnaden är lägre än den genomsnittliga styckkostnaden). 
 Monopolprissättning innebär uppenbarligen att det uppstår en sam- hällsekonomisk allokeringsförlust. Det är också det främsta argumentet för att reglera naturliga monopol. Det kan t.ex. ske genom offentligt ägande, regleringar och subventioner. 
 En rekommendation som brukar framföras är att den offentliga sek- torn subventionerar verksamheten och yrkar på att företaget sätter ett pris som är lika med marginalkostnaden. Om subventionen finansieras via t.ex. skatteökningar kan det dock leda till andra störningar i ekono- min. Det kan också vara svårt att fastställa nivån på den subvention som förutsätts få företaget att agera optimalt. Andra problem med subventio- nering kan vara att en subvention påverkar kostnadsmedvetenheten i fö- retaget och den kan även ge incitament till att ge en felaktig bild av kost- nadsförhållandena för att söka påverka subventionens storlek. 
 En traditionell ansats har i stället varit offentlig kontroll av det natur- liga monopolet. Detta kan ske genom antingen ett direkt ägande eller ge- nom en regleringsmyndighet. 
 5  
 Det offentliga kontrollproblemet kan sägas bestå i att bestämma vilka prissättningskriterier det naturliga monopolet skall använda för att främja samhällsekonomisk effektivitet (Lundgren, 1990). Sådana prissättningskriterier diskuteras mer i detalj i avsnitt 8.3. 
 Det bör påpekas att förekomsten av naturliga monopol inte nödvän- digtvis implicerar offentliga interventioner. För att försvara sådana in- grepp måste man visa att den offentliga sektorn kan korrigera mark- nadsmisslyckandet utan att skapa andra motverkande problem. När den offentliga sektorn intervenerar behöver inte heller offentlig produktion vara den lämpligaste lösningen. Som framgått ovan finns det möjligheter att påverka produktionen indirekt via regleringar och subventioner och därigenom stimulera företagen att agera på ett optimalt sätt. 
 Ett annat motiv för offentliga ingrepp är att öka konkurrensen. Det är i själva verket huvudsyftet med naturgasmarknadsdirektivet. Principen är att även då det är fråga om naturliga monopol finns alternativa möjlig- heter. Ofta är det just i överföringen (transmission eller distribution) till 
  
 5  
 I Västeuropa har kontrollen oftast skett genom ett direkt offentligt ägande. I USA har det däremot varit vanligt med ett privat ägande i kombination med kontroll genom regleringsmyndigheter. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 183 
  
 kunderna som kostnadsfördelarna med ett överföringsföretag är störst, medan t.ex. handeln inte uppvisar motsvarande kostnadsegenskaper. Ge- nom att separera handel från överföring kan man tillgodogöra sig de för- delar som följer av konkurrens i handelsledet samtidigt som man genom t.ex. reglering tillvaratar kostnadsfördelarna med ett överföringsföretag (May, 1990). 
  
 8.2.3 
  
 Definition av allmännyttiga tjänster 
  
 Tillhandahållande av allmännyttiga tjänster är enligt gasmarknads- direktivet ett motiv för offentliga ingrepp i ekonomin. Begreppet förefal- ler dock inte återfinnas i ekonomisk standardlitteratur.  
 6  
 Kommissionen (1996b) har däremot i en PM sökt definiera eller fastställa innebörden av det mer generella begreppet tjänster av allmänt ekonomiskt intresse (services of general economic interest) och i någon mån också begreppet allmännyttiga tjänster (public service obligations). 
 Det framgår att gemenskapens mål är att stödja den europeiska eko- nomins konkurrenskraft i en allt mer konkurrensutsatt värld och ge kon- sumenter fler valmöjligheter, bättre kvalitet och lägre priser. Samtidigt skall politiken medverka till att stärka ekonomisk och social utjämning mellan medlemsstaterna och reducera vissa ojämlikheter. Detta mål, som är fastställt i  
 EG-fördraget, 
  fullgörs huvudsakligen genom strukturfon- derna och de transeuropeiska näten. Tjänster av allmänt intresse har en nyckelroll här, eftersom de bidrar till både ekonomisk och social utjäm- ning samt ekonomisk utveckling. 
  
 6  
 T.ex. Compton (1988). 
  
 184  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 I dokumentet görs några viktiga definitioner: 
  
 Tjänster av allmänt intresse  
 . Termen täcker marknads- och icke- marknadstjänster som de offentliga myndigheterna klassificerar som varande av allmänt intresse och föremål för specifika allmännyttiga tjänster. 
  
 Tjänster av allmänt ekonomiskt intresse  
  
 . Termen används i artikel 90 i  
  
 EG-fördraget 
  
  (numera artikel 86 i Amsterdamfördraget) och syftar på marknadstjänster som medlemsstaterna i kraft av ett kriteri- um för allmänt intresse angivit skall vara föremål för specifika all- männyttiga tjänster. Detta täcker tjänstesektorer som transportsys- tem, energi och kommunikationer. 
  
 Offentliga tjänster  
 . Termen är enligt dokumentet tvetydig eftersom den kan avse antingen den aktuella organisation som tillhandahåller tjänsten eller den uppgift i det allmänna intresset som t illdelats orga- nisationen i fråga. Det är för att främja och underlätta utförandet av uppgifter i det allmänna intresset som organisationer eller organ kan åläggas allmännyttiga tjänster av offentliga myndigheter. 
 Det framgår att rollen som tilldelats tjänster av allmänt intresse och de speciella rättigheter som kan följa härav, återspeglar överväganden som är naturliga i begreppet eller idén om att tjäna det allmänna. Det kan 
 t.ex. vara fråga om att säkerställa att behov möts eller uppfylls, m iljö- skydd, ekonomisk och social utjämning, markplanering och främjandet av konsumentintresset. Den speciella omsorgen om konsumenterna inne- bär att tillhandahålla tjänster av hög kvalitet till ett pris som konsumen- terna anses ha råd med. Aktiviteternas sektorspecifika ekonomiska ka- rakteristika kommer också in i bedömningen, eftersom de har stora ef- fekter på ekonomin och samhället i stort och kan kräva utnyttjande av knappa resurser eller storskaliga långsiktiga investeringar. Detta för med sig vissa grundläggande arbetsprinciper: kontinuitet, lika tillträde, all- mängiltighet och öppenhet. Centralt för alla dessa frågor är det allmän- nas intresse, som i våra samhällen involverar garanterad tillgång till nödvändiga tjänster och en strävan att nå prioriterade mål. Tjänster av allmänt intresse är menade att tjäna ett samhälle i stort och därför alla som lever i det. 
 Av dokumentet framgår att marknadskrafterna leder till en bättre för- delning av resurser och en större effektivitet i utbudet av tjänster. Den främste vinnaren är konsumenten, vilken får bättre kvalitet till lägre pris. 
 Marknadsmekanismerna har dock sina gränser. Ett resultat av detta kan bli att hela befolkningen inte får del av de potentiella vinsterna och att social och regional utjämning inte uppnås. M yndigheterna måste därför 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 185 
  
 försäkra sig om att det allmänna intresset tas till vara. Ett antal övergri- pande principer har fastställts. 
  
 Neutralitet avseende huruvida företaget är privat eller offentligt. Ge- menskapen har inga åsikter om företag, som tillhandahåller tjänster av allmänt intresse, skall vara offentliga eller privata. 
  
 Medlemsstater har själva, i enlighet med artikel 90 i  
  
 EG-fördraget 
  (numera artikel 86 i Amsterdamfördraget), frihet att definiera vad som är tjänster av allmänt intresse, att bevilja de speciella eller exklu- siva rättigheter som är nödvändiga för att de ansvariga företagen skall kunna tillhandahålla dessa, reglera deras förvaltning och där det är lämpligt finansiera dem. 
  
 Definitioner av tjänster av allmänt intresse behöver nödvändigtvis inte fastställa hur tjänsterna skall utföras. Detta är anledningen till att varje undantag från reglerna är föremål för den s.k. proportionalitets- principen. Denna princip, som bildar underlag till artikel 90 i EG- fördraget (numera artikel 86 i Amsterdamfördraget), är utformad för 
  
 att säkerställa det bästa samspelet mellan skyldigheten att tillhanda- hålla tjänster av allmänt intresse och sättet på hur tjänsterna faktiskt tillhandahålls, så att de medel som används står i proportion till upp- satta mål. Gemenskapen skall således inte vidta någon åtgärd som går utöver vad som är nödvändigt för att uppnå målen i fördragen. Tan- ken är att det skall råda balans mellan mål och medel. Principen är formulerad för att ge utrymme för en flexibel och känslig balans som tar hänsyn till såväl medlemsstaternas olika förutsättningar och mål, som till de tekniska och budgetmässiga restriktioner som kan variera från en sektor till en annan. Den bidrar också till bästa möjliga sam- spel mellan marknadseffektivitet och behov av allmänt intresse genom att säkerställa att de medel som används för att tillfredsställa behoven inte i onödan stör utvecklingen av den inre marknaden och inte på- verkar handeln i en omfattning som skulle strida mot gemenskapens intressen. 
  
 8.2.4 
  
 Elmarknadsdirektivet 
  
 Naturgasmarknadsdirektivets bestämmelser om allmännyttiga tjänster följer i stort sett det regelsystem som anges i EG:s elmarknadsdirektiv. I likhet med gasmarknadsdirektivet definieras dock inte begreppet allmän- nyttiga tjänster. 
 I regeringens proposition om genomförande av Europaparlamentets och rådets direktiv om gemensamma regler för den inre marknaden för el 
  
 186  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 (prop. 1997/98:159) redovisas regeringens uppfattning om vad som är allmännyttiga tjänster. Av propositionen framgår att: 
 Vad de ålagda tjänsterna skall gå ut på exemplifieras i texten. Gemensamt för exemplen är att kunderna skall garanteras viss kvalitet på de varor och tjänster som tillhandahålls av elföretagen men även att priset kan vara reglerat. I begreppet allmännyttiga tjänster ligger att garantierna måste komma hela eller delar av kundkollektivet till del. Det framgår också att allmännyttiga tjänster bara får åläggas i det allmänna ekonomiska intres- set. För att anses som en allmännyttig tjänst skall ett åläggande, enligt re- geringens uppfattning, innebära ett åläggande att gentemot hela eller delar av kundkollektivet lämna en viss garanti som har positiv innebörd för kundkollektivet. Av innehållet i artikel 3 punkterna 2 och 3 kan man dra slutsatsen att de bestämmelser som syftar till att öppna elmarknaden för konkurrens kan hindra elföretagen från att fullgöra sina allmännyttiga tjänster, dvs. elföretag som tillhandahåller allmännyttiga tjänster kan be- höva skyddas mot konkurrens från andra elföretag som inte tillhandahåller allmännyttiga tjänster. Det innebär att ålagda allmännyttiga tjänster kan medföra, men inte måste medföra, att ett företag tvingas avvika från ett kommersiellt riktigt beteende på ett sätt som innebär en konkurrensnack- del för företaget. Exempelvis kan en allmännyttig tjänst, som innebär att alla kunder av en viss kategori skall ha samma pris, göra det svårt för det ansvariga elföretaget att konkurrera med företag som inte ålagts samma allmännyttiga tjänst. 
 För svensk del var det inte aktuellt att, under hänvisning till allmännytti- ga tjänster, avstå från att tillämpa vissa artiklar i direktivet. Med den ovan redovisade definitionen av begreppet innehåller ellagen ett antal fö- reskrifter som är att anse som allmännyttiga tjänster och som därmed anmäldes till kommissionen. Dessa är följande (prop. 1997/98:159): 
  
 Nättariffer för område får inte utformas med hänsyn till var inom området en anslutning är belägen. 
  
 Vid skälighetsbedömningen av nättariffen för en regionledning skall nätkoncessionshavarens kostnader på alla eller ett flertal av hans re- gionledningar bedömas samlat. 
  
 Små elproducenter (som kan leverera en effekt om högst 1 500 kilo- watt) skall betala en reducerad tariff för överföring av el. 
  
 Innehavare av leveranskoncession är skyldiga att, med vissa undan- tag, leverera el för normala förbrukningsändamål till alla elanvändare inom leveransområdet. 
  
 Innehavare av leveranskoncession är, med vissa undantag, skyldiga att köpa el från små produktionsanläggningar. 
  
 Priset för el som levereras till elanvändare som omfattas av leverans- skyldigheten och för el som köps från små produktionsanläggningar skall vara skäligt. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 187 
  
 8.2.5 
  
 Slutsatser 
  
 Ett rörledningsnät för överföring eller distribution av gas kan betraktas som ett naturligt monopol. Sådan verksamhet leder normalt inte till ett effektivt utnyttjande av tillgängliga resurser. Det finns flera sätt att öka den ekonomiska effektiviteten. Detta kan t.ex. ske genom regleringar och subventioner av överföringsverksamheten, men också genom att separera handel och överföring. I bästa fall går det därmed att tillgodogöra sig de fördelar som följer av konkurrens i handelsledet samtidigt som man till- varatar kostnadsfördelarna med en enda transportör. 
 När det gäller att bedöma det bästa sättet att stimulera ekonomisk ef- fektivitet, måste man också vara klar över underliggande policymål och prioriteringar. Det är fullt tänkbart (och vanligt i praktiken) att maxime- ring av den ekonomiska effektiviteten kan behöva balanseras av övervä- ganden om vilka effekter detta kan få på t.ex. leveranssäkerhet, miljö och sociala mål (t.ex. leveransskyldighet och enhetliga tariffer). Det kan t.ex. finnas ett utbytesförhållande mellan kortsiktigt låga priser och långsiktig leveranssäkerhet. Begreppet tjänster av allmänt intresse är också för- enat med sådana tankegångar. Som framgått tidigare skall detta bidra till både ekonomisk och social utjämning samt till ekonomisk utveckling. 
 Det är därför viktigt att målen eller syftena med offentliga ingrepp och regleringar klargörs. 
  
 Ingrepp som syftar till ökad konkurrens och effektivitet bör motiveras utifrån ekonomisk teori och om möjligt baseras på tidigare erfaren- heter. Ett användbart exempel är omregleringen av elmarknaden i Sverige. 
  
 Finns andra underliggande mål, t.ex. sociala, bör ingreppen klart och tydligt motiveras utifrån vad man vill uppnå. Samtidigt bör det ana- lyseras hur sådana mål påverkar effektiviteten (annars finns det risk för att sådana ingrepp återtar vinsten av ökad konkurrens). 
  
 Begreppet allmännyttiga tjänster är inte klart definierat. Medlems- stater har själva frihet att definiera vad som är tjänster av allmänt in- tresse och den närmare organiseringen av dessa. Det förefaller mot bakgrund av detta vara mest ändamålsenligt att motivera eventuella ingrepp efter punkt 2 ovan, och därmed klart och tydligt anknyta till vilka mål som har satts upp (allmännyttiga tjänster skall i och för sig anmälas till kommissionen, men med nuvarande definition är det inte helt uppenbart vad som skall anmälas). 
  
 En omreglering av gasmarknaden kan på sikt leda till betydande ef- fektivitetsvinster. Det bör därför finnas ett direkt samband mellan hindren mot att utföra ålagda allmännyttiga tjänster och möjligheten att inte tillämpa vissa artiklar i gasmarknadsdirektivet. Det ligger i 
  
 188  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 sakens natur att omfattningen av de allmännyttiga tjänsterna i ett så- dant fall måste vara av betydande storleksordning och innebära kraf- tiga ingrepp i marknaden. Detta kan också vara fallet och kan t.ex. bero på tidigare ålägganden, krav på att skydda inhemska företag el- ler förväntningar om att marknaden inte kan tillgodose dessa behov. Det bör dock kunna visas att vinsterna av sådana ingrepp överstiger kostnaderna, dvs. att effektivitetsförlusterna av allmännyttiga tjänster är lägre än vinsterna av ett ökat tillträde till näten. 
  
 Den svenska gasmarknaden kan i hög grad betraktas som en mono- polmarknad, men har hittills varit förhållandevis oreglerad. Detta in- nebär inte att marknaden fungerat friktionsfritt, men några krav på omfattande regleringar har dock inte framförts. Det förhållande att det införs ett mer omfattande regelsystem än tidigare kan inte i sig motivera betydande ingrepp i t.ex. prisbildning, leveransåtaganden eller leveranssäkerhet. Offentliga ingrepp kan som tidigare nämnts vara förenade med betydande kostnader och har många gånger visat sig vara ineffektiva. Det visar t.ex. erfarenheterna av tidigare pris- regleringar i Sverige. Det har inte framkommit något som talar för att Sverige bör ålägga företag att utföra allmännyttiga tjänster som är av den karaktären att vissa artiklar i gasmarknadsdirektivet inte bör till- lämpas. För närvarande är det också få länder som överväger att till- lämpa sådana lösningar. I detta fall finns det vidare anledning att hänvisa till den s.k. proportionalitetsprincipen, vilken innebär att en 
  
 medlemsstat inte skall vidta någon åtgärd som går utöver vad som är nödvändigt för att uppnå målen. Det bör således råda balans mellan mål och medel. 
  
 Det kan i vissa fall, liksom på elsidan, inte uteslutas att företag åläggs vissa allmännyttiga tjänster som kan behöva anmälas till kommissionen. Dessa tjänster är dock inte av den karaktären att de avsevärt förhindrar normal kommersiell verksamhet. Gasmarknadsdi- rektivets regler kan därför tillämpas fullt ut. 
  
 8.3 
  
 Tillträde till gasledningsnäten 
  
 Naturgasmarknadsdirektivet medger olika förfaranden för tillträde till ledningsnäten mellan vilka medlemsstaterna kan välja. Det är möjligt att välja mellan förhandlat och reglerat tillträde eller båda av dessa förfa- randen. Ett reglerat tillträde innebär en laglig rätt till tillträde till syste- met på grundval av offentliggjorda tariffer och/eller andra villkor och skyldigheter. Ett förhandlat tillträde däremot innebär en rätt att för- handla om tillträde till systemet. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 189 
  
 Valet av tillträdesform till näten kan antas påverka gasmarknaden på ett flertal sätt. Exempelvis kan förutsättningarna för konkurrens mellan olika aktörer bero på hur tillträdesreglerna är utformade och i vilken mån de skiljer sig åt mellan aktörerna. Investeringsbenägenheten i nya rörledningar är ett annat område som kan komma att påverkas. En mer konkurrensutsatt marknad kan också komma att påverka företags lång- siktiga take or  
 pay-åtaganden 
  och därmed i slutändan lönsamheten. 
 Syftet med detta avsnitt är att analysera effekterna av de olika tillträ- desformerna. Inledningsvis redovisas reglerna för tillträde till gasled- ningsnäten. Därefter analyseras hur graden av konkurrens och investe- ringsbenägenhet kan komma att påverkas vid ett reglerat respektive ett förhandlat tillträde. Avslutningsvis sker en detaljerad genomgång av några specifika områden. Det gäller kontrakt, finansiering, tariffer och transitering av gas. Det bör dock betonas att direktivets distinktion mel- lan förhandlat och reglerat tillträde inte alltid är uppenbar och att det därför inte alla gånger är möjligt att dra några entydiga slutsatser. 
  
 8.3.1 
  
 Naturgasmarknadsdirektivets tillträdesregler 
  
 Som framgått ovan medger naturgasmarknadsdirektivet i huvudsak två olika förfaranden för tillträde till ledningsnäten. Det är möjligt att välja mellan ett reglerat och ett förhandlat tillträde. 
 Det  
 reglerade tillträdet  
 regleras i direktivets artikel 16. Av artikeln framgår att de medlemsstater som väljer ett förfarande med reglerat till- träde skall vidta nödvändiga åtgärder för att ge naturgasföretag och be- rättigade kunder, i eller utanför det område som omfattas av det sam- mankopplade systemet, rätt till tillträde till systemet på grundval av of- fentliggjorda tariffer och/eller andra villkor och skyldigheter för att ut- nyttja systemet. Denna rätt till tillträde för berättigade kunder kan ges genom att de får möjlighet att ingå leveransavtal med andra konkurre- rande naturgasföretag än systemets ägare och/eller operatör eller ett an- knutet företag. 
 Förutom de ovan nämnda uppgifterna innehåller artikel 16 inte några specifika bestämmelser om hur det reglerade tillträdet eller regleringen skall utformas. Varje medlemsstat har således möjlighet att utöver dessa minimiregler välja hur regleringen skall inriktas och vad den skall inne- hålla. Det kan t.ex. gälla reglering av priser eller tariffer för trans- porttjänster, tariffernas struktur och vilka befogenheter en reglering- smyndighet skall ha. Graden av reglering kan således variera. Det bör dock betonas att förfarandet skall användas i enlighet med objektiva, öppna och  
 icke-diskriminerande 
  kriterier. 
  
 190  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Vid  
 förhandlat tillträde  
 skall medlemsstaterna vidta nödvändiga åt- gärder för att naturgasföretag och berättigade kunder, i eller utanför det område som omfattas av det sammankopplade systemet, skall kunna för- handla om tillträde till systemet med avsikt att ingå leveransavtal med varandra på grundval av frivilliga kommersiella överenskommelser (artikel 15). Parterna skall vara skyldiga att i god anda förhandla om tillträde till systemet. 
 Avtalen om tillträde till systemet skall förhandlas fram med de berör- da naturgasföretagen. Medlemsstaterna skall kräva att naturgasföretagen inom det första året efter genomförandet av direktivet, och årligen där- efter, offentliggör sina viktigaste kommersiella villkor för att utnyttja systemet. 
 Medlemsstaterna skall säkerställa att parterna förhandlar om tillträde till systemet i god anda och att ingen av dem missbrukar sin förhand- lingsposition till att förhindra ett framgångsrikt resultat av sådana för- handlingar. 
 Vid förhandlat tillträde skall medlemsstaterna utse en behörig myn- dighet för att snabbt lösa tvister i samband med de aktuella förhandling- arna. Denna myndighet skall särskilt lösa tvister om förhandlingar och vägrat tillträde som omfattas av direktivet. Den behöriga myndigheten skall lägga fram sina slutsatser utan dröjsmål eller om möjligt inom tolv veckor efter det att tvisten har lagts fram. Tvister skall kunna hänskjutas till denna myndighet utan att det påverkar rätten att överklaga enligt ge- menskapsrätten. 
 Distinktionen mellan de bägge tillträdesformerna är inte alla gånger uppenbar. Graden av reglering vid ett reglerat tillträde kan t.ex. innebära mer eller mindre stora skillnader jämfört med ett förhandlat tillträde. 
  
 8.3.2 
  
 Reglerat eller förhandlat tillträde – en studie av hur konkurrens och investeringsbenägenhet påverkas 
  
 Huvudsyftet med EG:s naturgasmarknadsdirektiv är att skapa en inre marknad för naturgas och därmed öka konkurrensen. En grundläggande regel för att uppnå detta är att ägare av överförings- och distributionsnät skall göra det det möjligt för andra aktörer att utnyttja dessa. Valet av tillträdesform kan dock antas påverka gasmarknaden och dess aktörer på olika sätt. Två mycket viktiga områden är hur konkurrens och investe- ringsbenägenhet påverkas. Som framgått av kapitel 3 föreligger i viss mening en konfliktsituation mellan målet om en effektiv konkurrens på naturgasmarknaden och de ekonomiska incitamenten att bygga ut in- frastrukturen för naturgas. Investeringar i infrastruktur är i allmänhet 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 191 
  
 förenade med betydande ekonomisk risk. Den traditionella metoden att reducera nätägarnas ekonomiska risker har varit vertikal integration av överföring och försörjning i kombination med långsiktiga kontrakt med kunderna. Detta har i hög grad begränsat tillträdet till näten för tredje part och reducerat konkurrensen. 
 Professor Roach, under medverkan av ek. Anderson. Schneider och professor Wilson, har på uppdrag av utredningen bl.a. analyserat vilken inverkan förhandlat respektive reglerat tillträde kan komma att få på investeringar och konkurrens. Studien redovisas i sin helthet i bilaga 3. Nedan redovisas huvudresultaten av deras analys vad gäller tillträdesregler. Utredningens bedömningar redovisas i kapitel 10. 
 Rodriguez m.fl. pekar på att valet av regelverk för tillträde till in- frastrukturen - i praktiken valet mellan reglerat och förhandlat tillträde - är ett av de viktigaste ställningstagandena i samband med genomförandet av EG:s naturgasmarknadsdirektiv i den svenska lagstiftningen. Som re- dan nämnts tillämpas reglerat tillträde på elmarknaden. En viktig fråga 
 är då om det finns bärande motiv för att i stället tillämpa förhandlat till- träde på naturgasmarknaden. Konkret är detta en fråga om huruvida reglerat tillträde försvagar incitamenten att investera i infrastruktur för naturgas i en sådan utsträckning att förhandlat tillträde bör föredras framför reglerat. 
 För att kunna ta ställning till denna fråga måste skillnaden mellan de två alternativen klargöras. En sådan jämförelse måste utgå från vissa antaganden om den framtida svenska naturgasmarknadens struktur. Den måste också bygga på vissa antaganden om den praktiska innebörden av ett reglerat tillträde på den svenska marknaden för naturgas. 
 Beträffande den svenska naturgasmarknadens struktur är det troligt att det under överskådlig tid kommer att finnas ett relativt litet antal stör- re aktörer på såväl köparsidan som säljarsidan. Aktörerna på köparsidan kan antas vara stora slutförbrukare, grossister och integrerade distribu- tions- och försörjningsföretag. Aktörerna på säljarsidan kan antas vara såväl svenska som utländska företag med varierande direkt anknytning till producenter av naturgas. Minst ett av företagen på säljarsidan kom- mer att vara ett integrerat import- och överföringsföretag. 
 Beträffande den praktiska innebörden av reglerat tillträde har det ti- digare visats 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 Sverige finns det emellertid en tradition av mild regle- ring,, inriktad på förhandling, med utgångspunkt i allmänna principer snarare än i direkt styrning. Således utgår regleringen av nättarifferna på den svenska elmarknaden från vissa allmänna mål om skälighet, likabe- 
  
 192  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 handling och kostnadstrohet, men innehåller ingen reglering av tariffer- nas struktur. 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 skä- lighet, likabehandling m.m. inte har följts. 
 Rodriguez m.fl. förutsätter att innebörden av reglerat tillträde på den svenska naturgasmarknaden i allt väsentligt skulle vara densamma som på den svenska elmarknaden. Detta betyder att priser och tillträdesvillkor även vid reglerat tillträde i princip fastställs av nätägarna, eventuellt ef- ter förhandlingar mellan dessa och potentiella nyttjare av överförings- och distributionsnät. Jämfört med förhandlat tillträde tillkommer emel- lertid att: 
  
 tarifferna kan på anmodan av en faktisk eller potentiell nyttjare av näten överprövas av en regleringsmyndighet, 
  
 priser och övriga tillträdesvillkor måste offentliggöras. 
  
 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, som t.ex. regleringsmyndighetens befogenheter och dess förmåga att ut- värdera konsekvenserna av de avtal som skall prövas. Det finns därför ingen möjlighet att enbart på teoretiska grunder dra några bestämda slut- satser om hur tariffer och tillträdesvillkor kan väntas skilja sig mellan en mild form av reglerat tillträde och förhandlat tillträde. 
 Det är emellertid sannolikt att kravet på offentliggörande av priser och leveransvillkor vid reglerat tillträde i någon utsträckning begränsar nätägarnas handlingsutrymme jämfört med vad som är fallet vid för- handlat tillträde. Det finns i praktiken en gråzon mellan kostnadsmotive- rade och rent diskriminerande skillnader i priser och tillträdesvillkor för olika nyttjare av näten. Vid förhandlat tillträde ger denna gråzon ägare av överförings- och distributionsnät vissa möjligheter att till sin fördel påverka konkurrensförhållandena i försörjningsledet. Därmed är det tro- ligt att incitamenten att investera i infrastruktur för naturgas är starkare vid förhandlat än vid reglerat tillträde. Huruvida denna skillnad är stor eller liten beror på hur regelverket vid ett reglerat tillträde utformas och tillämpas. 
 Slutsatsen av denna diskussion är enligt Rodriguez m.fl. att med en mild form av reglerat tillträde, i linje med den svenska regleringstradi- tionen, behöver skillnaderna mellan reglerat och förhandlat tillträde inte vara så stora. Det är dock troligt att en ordning med förhandlat tillträde är mer resurskrävande och innebär större osäkerhet för potentiella nytt- jare av överförings- och distributionsnät än en ordning med reglerat till- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 193 
  
 träde. Detta betyder att det vid förhandlat tillträde är förenat med högre kostnader och större osäkerhet att etablera sig på naturgasmarknaden än vad som är fallet vid reglerat tillträde, vilket begränsar konkurrensen på denna marknad. Förhållandet att ett integrerat import- och överföringsfö- retag, Vattenfall Naturgas AB, under överskådlig tid kan väntas ha en dominerande ställning på den svenska naturgasmarknaden gör att hinder för etablering av nya naturgasföretag i olika led måste tillmätas stor be- tydelse från konkurrenssynpunkt. 
 Enligt Rodriguez m.fl. föreligger i någon mån en konflikt mellan målet om effektiv konkurrens på naturgasmarknaden och de ekonomiska inci- tamenten att bygga ut infrastrukturen för naturgas. Målet om effektiv konkurrens talar entydigt för reglerat tillträde, medan förhandlat tillträde torde skapa starkare incitament för investeringar i infrastruktur för na- turgas. 
 7 
  
 8.3.3 
  
 Några andra aspekter på reglerat och förhandlat tillträde 
  
 Det finns även ett antal andra faktorer än konkurrens och investerings- benägenhet som kan komma att påverkas vid valet av tillträdesform och som i sin tur kan få betydelsefulla konsekvenser för gasmarknadens struktur och aktörernas beteende. En viktig aspekt är den form av risk som hänger samman med de oftast långsiktiga avtal av take or pay- karaktär som är vanliga på gasmarknaden. Det är också viktigt att bely- sa hur finansieringen av investeringar i gasinfrastruktur kan komma att påverkas vid en ökad konkurrens på gasmarknaden. Ett annat område är transporttariffer och hur prissättningen på transporttjänster kan tänkas fungera. Det är vidare viktigt att redovisa vilka regler som i dag styr transiteringen av naturgas mellan olika länder och hur regelsystemet kan komma att påverkas av naturgasmarknadsdirektivets tillträdesregler. 
 Nedan görs en genomgång av dessa områden. Distinktionen mellan förhandlat och reglerat tillträde är dock inte alla gånger uppenbar. Kon- sekvenserna avser då rent allmänt ett tillträde till näten. 
  
 7  
 Författarnas förslag vad gäller tillträdesform etc. redovisas i bilaga 3. 
  
 194  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 SOU 1999:115 
  
 Kontrakt 
 Allmänt 
 Vid en övergång från en monopolsituation till en konkurrenssituation kan det uppstå problem för gasindustrin eftersom gasen köpts och sålts inom ramen för befintliga legala strukturer. Dessa strukturer innebär långa, mycket långa, take or  
 pay-kontrakt 
 8  
 med villkor, speciellt prisvillkor, som inte prismässigt kan konkurrera med gas på en konkurrensutsatt marknad. 
 Kontraktens fysiska och legala strukturer tillkom i en situation då de nationella energimarknaderna i respektive medlemsstat karaktäriserades av nationella eller regionala monopol inom både gasförsörjnings- och gasdistributionsområdet, och således lades grunden för dessa avtal i en situation av frånvaro av  
 gas-till-gas-konkurrens. 
  Till följd av introduk- tionen av en mer konkurrensutsatt marknad kommer de långa take or  
 pay-kontrakten 
  att behöva omförhandlas. Gasföretag som köpt gas på långa take or  
 pay-avtal 
  kan riskera en försämrad lönsamhet eller förlus- ter om avtalen inte går att omförhandla. 
 Vid take or  
 pay-avtal 
  förbinder sig kunden att betala för en minsta volym och säljaren att leverera en maximal volym. Kunden får betala för denna minimivolym oavsett om denne förbrukat volymen eller ej. Clark ren förbinder sig således att ta emot en minsta årsvolym medan säljaren förbinder sig att leverera en maximal årsvolym (innebörden av sådana kontrakt har redovisats mer i detalj i kapitel 3). Dessutom är gaskvanti- teten som leveras maximerad över dygnet, dvs. att säljaren har förbundit sig att leverera en viss maxkvantitet över dygnet. Detta innebär att köpa- ren inte kan köpa hur mycket gas som helst över dygnet, t.ex. en vinter- dag, för att eventuellt kunna kompensera en minskad volym vid andra tidpunkter. Denna typ av kontrakt är förmånliga för säljaren, dvs. gas- producenten, eftersom de genererar ett långsiktigt säkert kassainflöde. Take or  
 pay-kontrakten 
  har varit en förutsättning för gasproducentens vilja att investera långsiktigt i uppbyggnad av infrastruktur för naturgas, dvs. allt från produktionsanläggningar inklusive plattformar till pipelines och kompressorer m.m. En fördel för köparen, t.ex. ett överföringsföre- tag, är att kontrakten ger en långsiktig leveransgaranti. Köparens förde- lar av take or  
 pay-kontrakten 
  kommer att minska vid övergång till en konkurrenssituation, såvida inte kontrakten innehåller klausuler som till- låter omförhandling av priser eller volymer vid ändrade marknadsförut- sättningar. 
  
 8  
 Take or  
 pay-avtal 
  kan även vara korta. De korta kontrakten vållar inte problem ur den aspekt som beskrivs här. Den svenska naturgasimporten är till en domine- rande del styrd av långa take or  
 pay-kontrakt. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 195 
  
 I samband med övergången från monopol till konkurrens på den brit- tiska marknaden drabbades British Gas av stora finansiella problem på grund av take or  
 pay-kontrakten. 
  British Gas lyckades omförhandla kontrakten, vilket tog ett antal år. Resultatet blev att volymgränserna sänktes och/eller att prisförändringar gjordes. 
 Befintliga kontrakt 
 För det svenska naturgassystemets uppb yggnad tecknades redan i början av  
 1980-talet 
  långsiktiga kontrakt. Dessa kontrakt löper fortfarande och är samtliga av take or  
 pay-karaktär. 
  Vattenfall Naturgas AB:s stora im- portavtal är take or  
 pay-avtal, 
  totalt tre stycken. Dessa löper ut år 2003, 2006 samt 2010 (se även kapitel 4). Vattenfall Naturgas AB:s take or  
 pay-kontrakt 
  återspeglas i sin tur i deras avtal med distributörerna, och således har även distributörerna take or  
 pay-kontrakt. 
  Kontrakten mellan exportör och importör samt mellan importör och större distributörer löp- er, för Sveriges del, på 20 år eller längre tid. Avtal mellan distributörer och större kunder löper på kortare tid, ofta 5 år eller kortare. De långa 
 avtalen innebar att risken i investeringarna reducerades och avtalen var sannolikt vid den tidpunkten en förutsättning för att erhålla finansiering av den infrastrukturella utbyggnaden. Utan de långa avtalen skulle det således ha varit svårt att hitta finansiärer och investeringarna skulle san- nolikt ha blivit dyrare eftersom risken i investeringen skulle ha blivit högre (det bör dock påpekas att det även utgick olika statliga garantier, förlustgarantier etc. som underlättade investeringarna). 
 De svenska take or  
 pay-avtalen 
  (mellan exportör och importör samt mellan importör och distributör) innebär att man får betala för ca 90 procent av den kontrakterade gasvolymen även om använd volym under- stiger 90 procent. Överstiger användningen 90 procent betalar man för faktisk volym. För Sveriges del innebär det således att gasköpare med take or  
 pay-kontrakt 
  får betala för minst 90 procent av dagens natur- gasvolym oavsett om avsättning för gasen finns eller ej (se kapitel 3 och 4). I take or  
 pay-avtalen 
  regleras också maxnivåer för vad som köps in per dygn och således kan det finnas begränsningar i att försöka kompen- sera t.ex. låga sommarförbrukningar med högre efterfrågan vintertid. 
 Om en eller flera av överförings- och distributionsbolagens kunder beslutar sig för att köpa gas direkt från en producent eller en annan leve- rantör, och har möjlighet att göra detta enligt gällande avtal, så minskar självklart bolagens försäljningsvolymer långt innan deras take or pay- kontrakt går ut. Detta kan då leda till allvarliga ekonomiska konsekven- ser för naturgasföretagen. Det är därför viktigt att diskutera vilka pro- blem som kan uppstå och hur dessa kan lösas. OECD (1994) har disku- 
  
 196  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 terat utifrån nedanstående tabell (Tabell 8.1) och en analyserat de olika situationer som kan uppstå på en marknad med  
 gas-t 
 ill-gas-konkurrens. 
  Tabellen visar de olika situationer som uppstår när kunderna till dagens leverantörer tecknar kontrakt med ny leverantör. 
 Med hjälp av nedanstående uppställning kan vi resonera kring vad som kan hända när ett transportföretag (överförings- eller distributions- företag), som i dag ansvarar för alla inköp av naturgas till sin marknad, blir tvingat att dela verksamheten mellan handel och transport. Det bör poängteras att den nedan förda diskussionen till viss del är stiliserad och förenklad eftersom det inte är möjligt att förutsätta och redovisa alla konsekvenser.För svensk del är de mest intressanta alternativen i dag scenario 3 och 4. För fullständighetens skull redovisas ytterligare tänk- bara alternativ. Det kan också nämnas att om the Baltic Gas Intercon- nector (avsnitt 5.4) kommer till stånd blir scenario 1 och 2 aktuella för svensk del. 
 Tabell 8.1 Take or pay- och kapacitetsproblem vid  
 gas-till-gas-konkurrens. 
  
 Köp- och 
  
 Försörjning av 
  
 existerande 
  
 Försörjning av nya volymer 
  
 transport- 
  
 volymer 
 1 
  
 scenario 
  
 TOP- 
  
 Kapacitets- 
  
 TOP- 
  
 Kapacitets- 
  
 problem 
  
 problem 
  
 problem 
  
 problem 
  
 1. Samma 
  
 Lösbart 
  
 Eventuellt  
 2 
  
 Nej 
  
 Eventuellt 
 2 
  
 producent, 
  
 annan 
  
 pipeline 
  
 2. Annan 
  
 Ja 
  
 Eventuellt 
 2 
  
 Nej 
  
 Eventuellt 
 2 
  
 producent, 
  
 annan 
  
 pipeline 
  
 3. Annan 
  
 Ja 
  
 Nej 
  
 Ja, tillfäl- 
  
 Ev. kan ny 
  
 producent, 
  
 ligt 
  
 kapacitet 
  
 samma 
  
 erfordras 
  
 pipeline 
  
 4. Samma 
  
 Lösbart 
  
 Nej 
  
 Lösbart 
  
 Ev. kan ny 
  
 producent, 
  
 kapacitet 
  
 samma 
  
 erfordras 
  
 pipeline 
  
 1 
  
 Befintliga kontrakt. 
  
 2 
  
 Ny pipeline - inga problem; befintlig pipeline - problem om brist på tillgänglig kapa- citet. 
  
 Källa  
 : OECD (1994). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 197 
  
 Vi börjar med att föra en diskussion utifrån existerande marknad och existerande naturgasvolymer. 
 När kunden väljer samma producent som den som är underleverantör till befintlig gasleverantör (dvs. att gasen köps från samma producent som den befintliga leverantören köper gas av i dag), scenario 1 och 4, bör det vara möjligt för den befintliga leverantören att kunna förhandla om sitt kontrakt, och på så vis kunna sänka sin volym med samma mängd som producenten nu direkt kontrakterar kunden på. Detta borde gälla oavsett om leveransen sker genom samma eller annan ledning. Pro- ducenten borde således ge ledningsägaren rätt att slippa betala för den volym som producenten nu levererar direkt till kunden. Detta har alla gånger inte skett, exempel finns från avregleringen i USA där producen- ter inte har medgivit sänkningar av volym i take or  
 pay-kontrakt. 
  Kapa- citetsproblem bör under normala förhållanden inte uppträda såvida inte kapacitetsproblem uppstår i fallet byte av t illförselledning. 
 De största take or  
 pay-problemen 
  uppstår i scenario 2 och 3 där en ny producent tar över leverans till befintlig kund. I en extrem situation skulle den tidigare leverantören då kunna drabbas av så allvarliga eko- nomiska konsekvenser att det leder till konkurs, dvs. om många kunder lämnar leverantören och leverantören inte heller lyckas omförhandla sina take or  
 pay-kontrakt, 
  samtidigt som det också är lång tid kvar innan take or  
 pay-kontrakten 
  löper ut. I praktiken borde det dock vara osannolikt att detta inträffar. Det finns flera skäl för detta. 
  
 Den ursprungliga leverantören borde först få möjlighet att förhandla till sig bättre villkor med producenten och därmed kunna erbjuda sina kunder en bättre produkt ur prissynpunkt eller en bättre produkt av- seende andra villkor. Den ursprungliga leverantören har vanligtvis en fördel gentemot sina befintliga kunder i förhållande till nya aktörer. 
  
 Om gasmarknaden, dvs. volymen, växer borde den ursprungliga leve- rantören kunna skaffa nya kunder eller öka leveranserna till befintliga kunder. 
  
 Lagstiftningen om en konkurrensutsatt marknad kan dessutom inne- hålla villkor för att motverka finansiella svårigheter som uppkommer med anledning av take or  
  
 pay-åtaganden 
  i enlighet med naturgas- marknadsdirektivets artikel 25. 
 När konkurrens uppstår är det troligt att leverantörens vinst minskar till fördel för kunderna, vilket självklart inte ses som en fördel ur leverantö- rens aspekt. Beroende på styrkeförhållandet mellan den ursprungliga le- verantören och producent kan resultatet bli antingen lägre gaspriser eller lägre vinst på transporttjänsten. 
  
 198  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 SOU 1999:115 
  
 I scenario tre uppstår vidare inga kapacitetsproblem eftersom voly- men från den nya producenten endast ersätter befintlig volym. Däremot är det möjligt att problem uppstår i scenario 2 då nya transportvägar väljs, eftersom transporten i detta fall är beroende av tillgänglig kapaci- tet i det nya transportsystemet. 
 Det är också möjligt att diskutera vad som händer då vi fortfarande har långa kontrakt men större naturgasvolymer behövs för utökade leve- ranser till befintliga och nya kunder under villkor stipulerade i befintliga kontrakt med producent (se högra delen av Tabell 8.1). I scenario 4 där samma producent levererar den nya volymen i samma pipeline bör take or  
 pay-problemet 
  var lösbart. Producenten kan förhandla sig till en lös- ning med den förra köparen genom att reducera dennes take or pay- skyldigheter. Om transportutrymmet inte räcker erfordras ny transport- kapacitet. När samma producent försörjer den nya volymen genom ett annat pipelinesystem (scenario 1) och denna nya volym går till existe- rande kunder borde inte några take or  
 pay-problem 
  uppstå. I detta fall kan däremot uppstå mindre gynnsamma omständigheter för den ur- sprungliga pipelinens ekonomi om dess transportkapacitet inte är fullt utnyttjad. 
 I scenario 2, en annan producent och annan pipeline, uppstår av na- turliga skäl inga take or  
 pay-problem 
  eftersom existerande kontrakt inte bör finnas. Transportproblem kan uppstå om t illräcklig transportkapa- citet inte finns tillgänglig 
 Scenario 3, en annan producent men samma pipeline, är troligen den svåraste situationen. Om den ursprungliga producenten insisterar på att den ursprungliga köparen skall fullfölja sina förpliktelser i kontraktet angående nya volymer samtidigt som dessa volymer tas av en annan producent, så har vi fått en renodlad konfliktsituation. Har den ur- sprungliga producenten räknat med dessa nya volymer när infrastruktu- ren byggdes till leveranspunkten så kan de negativa ekonomiska konsek- venserna för den ursprungliga producenten bli mycket allvarliga. Vad man däremot kan säga om denna situation, som är positivt, är att det inte uppstår några kapacitetsproblem i denna pipeline om man vid uppföran- det planerade för hela volymen. 
 Den generella slutsatsen som kan dras av ovanstående resonemang är att de största problemen uppstår då producenter konkurrerar om både befintliga och nya volymer i samma pipelinesystem. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 199 
  
 Nya långsiktiga kontrakt 
 I en utfrågning inför Europaparlamentet hösten 1992 hävdade Eurogas följande 
 Långa kontrakt är nödvändiga för en kontinuerlig naturgasförsörjning in- om EU. Hanteringen av de existerande långa kontrakten har varit fram- gångsrik. Det kommer att bli svårare att ingå långa kontrakt eftersom gasföretagen inte längre kan planera utifrån efterfrågeutvecklingen på naturgas. EU kommer inte att ha några lagliga möjligheter att påverka omförhandlingar i synnerhet inte med länder utanför EU. 
 Som tidigare påpekats ökar beroendet av  
 EU-ländernas 
  naturgasförsörj- ning från omvärlden. Även Harrington (1992) har tagit upp problemet: 
 Nyckelfrågan för långa kontrakt är den ökade kommersiella risken som uppstår för producenter som behöver göra mångmiljondollarinvesteringar för att klara nödvändiga leveranser till en fortsatt expansion. 
 De kommersiella riskerna är uppenbara om långa take or pay- kontrakt inte kan slutas. Som framgått av avsnitt 8.3.2 kan dock de ekonomiska förutsättningarna för utbyggnad av infrastruktur även påverkas med tra- ditionella styrmedel som skatter och andra regler. En avreglerad gas- marknad behöver nödvändigtvis inte heller innebära att långa take or  
 pay-kontrakt 
  upphör att existera. En öppning av gasmarknaden kommer dock att leda till förändringar av aktörernas agerande och till att nya aktörer uppstår. Att förutsäga hur detta kommer att se ut är inte mö jligt. OECD (1994) har dock pekat på några tänkbara alternativ. 
  
 Producenter och nätägare gör inte nödvändiga investeringar. Efter- frågeöverskott uppstår efter ett tag, vilket i sin tur driver upp priser- na, varvid intresset för investeringar ökar. 
  
 Producenter och nätägare kan förlora intresset för investeringar i mycket stora projekt och fokuserar på marknadstillväxt via lågkost- nadsinvesteringar som leder till en långsammare marknadstillväxt. 
  
 Producenter och nätägare kanske gör investeringar men kräver högre priser för att kompensera sig för den ökade risken (i och med att man kan förlora stora avsättningsvolymer till konkurrenter). 
  
 I samarbete med köparna kan nya handels- och kontraktsformer upp- stå där hänsyn tas till olika grader av risk. Detta hände bl.a. vid av- regleringen i Kanada. 
  
 200  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Erfarenheter från USA, Storbritannien och Kanada 
 Erfarenheter från andra länder som avreglerat sina gasmarknader visar att producenter och kunder agerar utifrån nya mönster. Innan vi resone- rar utifrån erfarenheter från andra länder bör vi observera att: 
  
 Erfarenheterna är begränsade eftersom de avreglerade marknaderna fortfarande är unga och omogna. USA:s lagstiftning trädde i kraft först 1985 och Storbritanniens några år senare. 
  
 Marknadsstrukturerna är olika i olika regioner. Andra marknadshän- delser inom regionerna påverkar kontraktsstrukturer. USA:s gasut- budsöverskott bidrog t.ex. till en omfattande handel med korta kon- trakt. Så var även fallet i Kanada men i mindre utsträckning. Det bör dock betonas att effekterna av utbudsöverskotten hade varit mindre om näten inte hade varit öppna för tredje part. 
  
 Gaskontrakt är i allmänhet inte offentliga varför informationen om dem är ytterst begränsad. 
  
 Marknaderna i dessa länder är mycket större än den svenska och in- frastrukturen är väl utbyggd. 
  
 I USA uppstod mot slutet av  
 1980-talet 
  ett utbudsöverskott varvid en köparens marknad uppstod (detta förstärktes naturligtvis av att näten hade öppnats för tillträde). Spot- och trettiodagarskontrakt dominerade handeln, ca 75 procent av all handel på naturgasmarknaden var kortsik- tiga kontrakt. Nu har utbud och efterfrågan hamnat mer i balans och in- tresset för längre kontrakt ökar. Ungefär hälften av gasens säljs i dag på längre kontrakt, dvs. kontrakt längre än ett år. Innan avregleringen var de långa kontraktens roll i USA likvärdig med de inom EU i dag, dvs. att de användes för att garantera utvecklingen av nya fält och nya transport- system 
 Fram till för några år sedan existerade bara en typ av kontrakt i Stor- britannien – långa kontrakt mellan British Gas och producenter. Detta har drastiskt förändrats i samband med att allt fler kunder fått möjlighet att välja leverantör. Elproducenter har tecknat långa kontrakt direkt med gasproducenter eller allierat sig med gasproducenter. Oberoende gasfö- retag köper gas från British Gas eller andra producenter. I några fall säljs gas kopplad till elkontrakt. Olika former av sammanslutningar kö- per på långa kontrakt och säljer på korta kontrakt. Det har vidare ska- pats en spotmarknad för gas. Utvecklingen har i allt högre grad lett fram till en prissättning som inte baseras på alternativkostnaden för andra bränslen, utan i stället mot andra leverantörers gaspris. 
 Fram till 1985 såldes gasen i västra Kanada genom få långsiktiga kontrakt. Ingen gas såldes direkt från producent till slutanvändare utan 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 201 
  
 all försäljning skedde genom lokala distributionsföretag. Avregleringen möjliggjorde för kunderna att välja leverantör samtidigt som prissätt- ningen avreglerades. Detta skapade ett enormt behov av nya tjänster, se- parata försörjningskontrakt och separata transportkontrakt. Förändring- en uppmuntrade också till nya aktörers inträde på marknaden, antalet köpare och säljare ökade dramatiskt. Sammanfattningsvis har följande inträffat i Kanada sedan avregleringen 1985: 
  
 Santos såld via långa kontrakt har kraftigt minskat, både absolut och relativt. 
  
 Den genomsnittliga volymen på långa kontrakt har minskat samtidigt som antalet kontrakt kraftigt har ökat. 
  
 Antalet take or  
  
 pay-kontrakt 
  har minskat och take or  
 pay-trösklarna 
  i kontrakten har reducerats. 
  
 Take or  
  
 pay-kontrakten 
  har i stor utsträckning ersatts av nya typer av riskreduceringskontrakt. 
  
 Nya prismekanismer har införts i kontrakten. 
  
 Kontrakten är baserade på kundernas alternativ, i allmänhet gas från USA eller olja. 
  
 Undantag 
 Av naturgasmarknadsdirektivets artikel 25 framgår att det finns en möj- lighet för ett medlemsland att bevilja ett naturgasföretag undantag från kravet på tillträde för tredje part. Undantaget, som enbart är tillfälligt, kan beviljas om naturgasföretaget råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter på grund av take or  
 pay-åtaganden. 
  
 Av artikel 25.1 framgår under vilka omständigheter som undantag är möjligt. Ansökan om undantag kan göras om ett naturgasföretag råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska eller finansiella svårigheter på grund av de take or  
 pay-åtaganden 
  som har godkänts i ett eller flera avtal om köp av gas. Viktigt att observera är att möjlighet finns att ansöka om undantag innan allvarliga ekonomiska eller finansi- ella problem uppstår. Medlemsstaterna kan också välja att t illåta gasfö- retag att vägra tillträde innan ansökan om undantag gjorts. Däremot skall ett företag som vägrat någon tillträde utan dröjsmål lämna in en an- sökan om undantag. Ansökan inlämnas till medlemsstaten eller den ut- sedda myndigheten. Om rimliga alternativa lösningar inte är tillgängliga med beaktande av bestämmelserna i artikel 25.3, se nedan, får medlems- staten eller den utsedda myndigheten medge undantag som utan dröjsmål 
 skall anmälas till kommissionen. Inom fyra veckor efter att kommissio- 
  
 202  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 nen erhållit anmälan kan kommissionen begära att medlemsstaten ändrar sitt beslut. All kommersiellt känslig information skall i hela ärendet be- handlas konfidentiellt. 
 De nio kriterierna, dvs. artikel 25.3, som medlemsstaten samt kom- missionen särskilt skall ta hänsyn till vid beviljandet av undantag är (i ett försök till prioritetsordning): 
  
 Datum för undertecknande och villkor i aktuella avtal, inbegripet i vilken utsträckning avtalen tar hänsyn till förändringar på marknaden (artikel 25.3 (e)). 
  
 Hur allvarliga ekonomiska och finansiella svårigheter naturgas- och överföringsföretagen eller berättigade kunder råkar ut för (artikel 25.3 (d)). 
  
 Behovet av utförandet av allmännyttiga tjänster samt att trygga gas- försörjningen (artikel 25.3 (b)). 
  
 Naturgasföretagets konkurrensstyrka och konkurrenssituationen på företagets gasmarknad (artikel 25.3 (c)). 
  
 I hur hög grad systemet är anslutet till andra system samt i vilken mån dessa system är driftkompatibla (artikel 25.3 (h)). 
  
 I vilket mån företaget vid tecknandet av take or  
  
 pay-kontraktet 
  rimli- gen kunde förutse att allvarliga problem troligen kunde uppstå med 
 anledning av detta direktiv (artikel 25.3 (g)). 
  
 Gjorda ansträngningar för att lösa problemet (artikel 25.3 (f)). 
  
 Målet att uppnå en konkurrensutsatt gasmarknad (artikel 25.3 (a)). 
  
 De effekter ett beviljande av ett undantag skulle få på den korrekta tillämpningen av detta direktiv avseende en väl fungerande inre marknad för naturgas (artikel 25.3 (i)). 
  
 Det är inte möjligt att på något säkert sätt analysera hur dessa punkter kommer att behandlas. Det är dock inte osannolikt att kontrakt som är slutna före direktivets ikraftträdande kommer att behandlas mildare än kontrakt som slutits efter ikraftträdandet. Vad gäller de svenska im- portavtalen så har samtliga ingåtts innan direktivet trädde i kraft. 
 Rodriguez m.fl. (1999) pekar på att det ur incitamentssynpunkt före- ligger en annan situation för kontrakt som ingicks innan EG:s naturgas- marknadsdirektiv blivit känt. Regelförändringar som i efterhand ändrar förutsättningarna för kommersiella avtal kan göra marknadens aktörer ovilliga att ingå avtal med långsiktig verkan. Det är dock angeläget att de konkurrensbegränsningar, till följd av take or  
 pay-avtal 
  som beviljas, är tidsmässigt bestämda så att marknadens aktörer ges klarhet om vilka spelregler som kommer att gälla. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 203 
  
 Slutsatser 
 Det är mot bakgrund av ovanstående ytterst svårt att för Sveriges del förutsäga konsekvenserna vad gäller kontrakt och aktörer av en avregle- rad gasmarknad, dvs. en övergång till en mer konkurrensutsatt marknad. Konsekvenserna blir också beroende av regelutformningar och regel- tillämpningar i andra länder samt resultaten av svenska företags för- handlingar med aktörer i dessa länder. 
 Med tanke på vad som inträffat i andra länder kan take or pay- kontrakten komma att behöva förhandlas om i och med att konkurrensen ökar. Take or  
 pay-kontrakten 
  kommer då att behöva förhandlas om av- seende både volymer och prisvillkor. 
 Många gånger finns omförhandlingsklausuler i avtalen. I de europe- iska avtalen, inklusive de svenska, finns normalt enbart omförhandlings- klausuler avseende prisvillkoren. Dessa klausuler tar hänsyn till kundens alternativkostnad för energi och baserar sig på  
 net-back- 
  prissättningsprincipen, vilken generellt används av den europeiska gas- branschen i dag (se kapitel 4). Det pris man i allmänhet utgår ifrån vid  
 net-back-prissättning 
  är oljpriset, men även andra bränslen och energi- slag kan komma i fråga. Den omförhandling som blir aktuell med tanke på priset vid en eventuell avmonopolisering av gasmarknaden är ett an- nat gaspris (som baseras på  
 gas-till-gas-konkurrens), 
  vilket ej täcks av dagens omförhandlingsklausuler avseende priset. 
 Om de svenska gasbolagen inte får möjlighet till omförhandling av avtalen finns det risk för att det uppstår e konomiska och finansiella för- luster. Risken för att en sådan situation uppstår är svår att bedöma. Det bör dock poängteras att merparten av de svenska take or  
 pay-kontrakten 
  löper ut redan 2005. 
 Det finns också en möjlighet till undantag. Om något företag råkar ut för, eller befarar att råka ut för, allvarliga ekonomiska eller finansiella svårigheter på grund av ingångna take or  
 pay-kontrakt 
  kan, enligt ovan, ett tillfälligt undantag för tillträde till näten beviljas. För att få ett un- dantag beviljat kommer det att krävas att företagets ekonomi noggrant genomlyses av både medlemsstaten, eller medlemsstatens ansvariga myndighet och av kommissionen. Detta innebär att företaget måste läm- na ifrån sig mycket känslig information vilket, om den ej hanteras konfi- dentiellt, kan äventyra företagets fortsatta verksamhet. Det kommer tro- ligen att ha gått mycket långt innan ett företag går in och begär undan- tag. 
  
 204  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Finansiering 
 I och med att den europeiska marknaden nu öppnas för tillträde för tredje part kommer konkurrensen att öka och vi kommer, precis som tidigare nämnts är fallet för Storbritannien, att få ökade möjligheter till en  
 gas-till-gas-konkurrens. 
  Effekten bör bli en mer effektiv marknad som leder till lägre priser för slutkunderna. Detta kommer även att sätta press på priset på transporten, dvs. överföring och distribution. 
 Konsekvensen av den ökade konkurrensen kan, men behöver inte, bli att lönsamheten av gasledningar (transporttjänster) minskar. Introduk- tion av tillträde för tredje part innebär att transportkostnaderna utsätts för ökad granskning och påverkas av olika typer av nationella reglering- ar från myndigheternas sida, olika sådana för olika länder. En mycket viktigt fråga som därmed uppstår är huruvida det är mö jligt att finna fi- nansiärer som är villiga att satsa pengar i nya investeringar i lednings- nät. Erfarenheter från USA pekar på att man där lyckats genomföra många projekt. Finansiärerna per projekt har däremot blivit fler och de finansiella institutionerna har fått en mer komplex uppgift vilket lett till en ökad arbetsbelastning för deras del. Det är troligt att det inte heller blir problem med finansiering i Europa. Enligt OECD (1994) har några finansiärer uttalat att man välkomnar en avreglering av gasmarknaden. I stället för att se den ökade konkurrensen som ett hinder för nya ledningar kan man se på vad som erfordras för att få intresse från finansiärernas sida. Två grundläggande skillnader är dock viktiga att komma ihåg vid jämförelser mellan Sverige och USA och mellan Sverige och den euro- peiska kontinenten. Dessa är: 
  
 Marknaderna i USA och på den europeiska kontinenten är ofantligt mycket större än den svenska marknaden. 
  
 Infrastrukturen är redan väl utbyggd till skillnad mot den svenska. 
  
 Investeringar i pipelines har hittills varit beroende av take or pay- kontrakt. Meningen med take or  
 pay-kontrakten 
  har, som framgått ovan, just varit att långsiktigt trygga intäkterna och därigenom har det gått att finna finansiärer till infrastrukturutbyggnaden. Finansiärer av pipelines kräver normalt långa transportkontrakt som ger investeringen en pay- back på 10 till 20 år. För finansiärerna är de långa kontrakten en garanti för deras medverkan. I dag täcks de finansiella riskerna huvudsakligen av långa take or  
 pay-kontrakt. 
  Vid tredje parts tillträde måste bankerna kunna lita till andra kontraktsformer. Bankernas förväntningar på mark- nadsutvecklingen kommer, liksom vid andra typer av kommersiella in- frastrukturinvesteringar, att vara avgörande för hur villiga de är att låna ut kapital till infrastrukturutbyggnad. De europeiska bankerna har en 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 205 
  
 allmän hållning att ökad konkurrens på naturgas kommer att öka effekti- viteten i branschen vilket påverkar priserna nedåt, vilket i sin tur leder till ökad efterfrågan. En del europeiska banker är vidare delfinansiärer i pipelines i USA, vilket visar att möjlighet till finansiering finns även vid tredje parts tillträde och annorlunda kontraktsstruktur. Olika sätt att minska riskerna i investeringen förekommer, åtminstone några kontrakt på tio år krävs i allmänhet. För att erhålla finansiering kan man t.ex. bjuda in ett antal potentiella användare av ledningen innan beslut om ut- byggnad tas. Här kan jämföras med den föreslagna finansieringslösning- en som Nordic Gas  
 Grid-studien 
  föreslagit (se kapitel 5). 
 En betydande del av risken i samband med investeringar i in- frastruktur för naturgas hänger dock, som framgått tidigare, samman med politiska beslut om skatter och miljöavgifter. Detta betyder att gra- den av långsiktighet och stabilitet i energiskatter etc. i hög grad påverkar möjligheterna att bedöma den framtida avkastningen på infrastruktur i naturgas. Enbart långsiktiga bindningar är således inte tillräckligt. 
 Det bör också påpekas att kapitalmarknaderna ändrat karakär sedan merparten av infrastrukturen för naturgas byggdes upp. De finansiella marknaderna var då förhållandevis hårt reglerade i många länder. Regle- ringarna avsåg både priser och kvantiteter. Viktiga instrument var t.ex. utlåningsreglering, räntereglering, placeringsplikt och emissionskontroll. Kreditpolitiken syftade bl.a. till att dirigera sparandet till vissa sektorer. Konsekvensen blev att vissa krediter blev hårt ransonerade och det fanns små möjligheter att kompensera detta via internationella krediter. De se- naste 15 till 20 årens utveckling har pekat i en annan riktning och det har skett en liberalisering och modernisering av kapitalmarknaderna. De in- ternationella finansiella transaktionerna och kapitalflödena har vuxit kraftigt i volym och komplexitet. Nya deltagare och nya finansiella in- strument har lett till ökad konkurrens och strukturella förskjutningar på de internationella finansiella marknaderna. En allt större del av upplå- ningen sker på värdepappersmarknaderna i stället för som tidigare i ban- kerna. Bankernas roll har förändrats från att de varit institutioner för all ut- och inlåning till att de blivit en av de parter som förmedlar värdepap- persaffärer. Det finansiella systemet har vidare fått allt större betydelse för att hantera och sprida risker. 
 Slutsatser 
 Den allmänna slutsatsen av ovanstående resonemang är att investerings- benägenheten kan bli mer osäker på en marknad med ökad konkurrens. Finansiering av stora infrastrukturprojekt kommer dock att vara möjlig i en konkurrensutsatt naturgasmarknad. Långa kontrakt kommer även i 
  
 206  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 fortsättningen att vara nödvändiga och sannolikt dominera på markna- den. 
 Harris eller prissättning 
 Direktivet 
 Som framgått ovan skall de medlemsstater som väljer ett reglerat tillträ- de vidta nödvändiga åtgärder för att ge naturgasföretag och berättigade kunder rätt till tillträde till systemet på grundval av offentliggjorda tarif- fer och/eller andra villkor och skyldigheter för att utnyttja systemet. 
 Kort om transportkostnader 
 En transporttariff är, förenklat sett, vad en kund betalar till en transpor- tör i utbyte mot en transporttjänst i gasledningsnätet. Strikt sett innebär begreppet tariff en tabell med publicerade avgifter. 
 Priset för en transporttjänst kan reflektera ett flertal saker; från kost- naden att överföra gas från punkt A till punkt B till värdet för en kund av att få gas transporterad. Priset kan dessutom variera betydligt bero- ende på hur det kalkyleras, eller mer konkret vilka prissättningsprinciper som tillämpas. Det kan också bero på vilka tjänster som ingår. 
 Transportkostnaderna kan vidare reflektera var gasen utvinns. Som framgått av kapitel 4 transporteras den svenska gasen från Tyra- plattformen till Nybro. I Nybro fortsätter gasen in i det danska trans- portledningsnätet och går vidare till Dragör, varifrån det svenska stam- nätet för naturgas utgår. Från Dragör går gasen vidare till Klagshamn. Gasen distribueras sedan vidare i Sverige. Kostnaden för transporten be- står således av ett antal olika transportmoment i olika typer av ledningar och länder. 
 De principer som styr prissättningen av gas gör det svårt att beräkna hur stor andel som utgörs av transportkostnader (i Sverige saknas upp- gifter). I Figur 8.1 har gaspriset för en genomsnittlig slutkund i Tyskland fördelats på olika komponenter. Kostnaden för överföring eller transmis- sion uppgår till ca 25 procent (kostnaden för distribution består också till relativt stor del av transportkostnader, men exakta uppgifter saknas och finns därför inte angivna i figuren). Beräkningar av OECD (1994) pekar på att överföringskostnaderna i USA uppgår till ca 20 procent av gaspriset och i Frankrike till 10 procent. Nordic Gas  
 Grid-studien 
  indi- kerar att kostnaderna för överföring skulle uppgå till ca 10 procent av gaspriset (i detta fall av gränspriset, vilket inte inkluderar kostnader för distribution etc.). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 207 
  
 Det bör betonas att den relativa betydelsen av de olika komponenter- na i Figur 8.1 varierar efter t.ex. avstånd, typ av reglering och kostnads- fördelning, slutanvändarens lastfaktor (belastning på nätet) samt graden av  
 gas-till-gas-konkurrens. 
  De varierar vidare efter slutkundens storlek och under vilka förutsättningar kunden kan utnyttja systemet. 
 Figur 8.1 Nedbrytning av gaspriset i olika komponenter för en genomsnittlig slutkund 
 Procent 
  
 100 
  
 90 
  
 80 
  
 Distributör 
  
 70 
  
 60 
  
 50 
  
 40 
  
 Överföring 
  
 30 
  
 20 
  
 Producent 
  
 10 
 0 
  
 Källa  
 : IEA (1998a). 
 Allmänt om transporttariffer 
 Transporttjänster utförs under olika politiska och regleringsmässiga re- gimer. Det är därför inte möjligt att identifiera en samling allmänt ac- cepterade kriterier för ett optimalt tariffsystem. Det är däremot möjligt att redovisa ett antal kriterier som är allmänt förekommande i samband med utformningen av tariffer. 
 Som framgått av avsnitt 8.2 är ekonomisk effektivitet det främsta skälet för att reglera naturliga monopol. I länder som har reglerade tarif- fer förefaller ekonomisk effektivitet också vara det främsta syftet med tariffsystemet. 
 Utöver effektivitetskriteriet diskuteras bl.a. följande kriterier (OECD, 1994). 
  
 208  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Kostnadstäckning  
 . Tariffsystemet måste ge full kostnadstäckning och en skälig avkastning på investerat kapital. Det bör också ge gasföre- tag incitament att bibehålla och utveckla transportsystemet. 
  
 Likformighet 
 . Det är viktigt att avgiftsstrukturen är utformad så att den är användbar för alla aktörer och att avgifterna baseras på an- vändningen av transportsystemet. Prisstrukturen får utöver detta inte skapa barriärer för att träda in på marknaden. 
  
 Acceptabelt för kunder  
 . Utformningen av tarifferna skall vara klar och entydig så att alla transportkunder, existerande och kommande, förstår hur deras avgifter har beräknats och är övertygade om att metoden är skälig och rättvis. Kunder kan också förväntas vilja att avgifterna skall vara stabila år från år. Potentiella kunder bör således ha förutsägbara och stabila tariffer som uppmuntrar snarare än för- hindrar tillträde. 
  
 Effektiv implementering 
 . Avgifterna bör präglas av enkelhet vad det gäller avseende struktur och applikation för att minska transaktions- kostnader. 
 I en  
 underlags-PM 
  som syftar till att utgöra ett stöd i samband med implementeringen av gasdirektivet har  
 EU-kommissionen 
  (1998b) pekat på ett antal ytterligare kriterier som bör prägla ett väl utvecklat ta- riffsystem. De är följande och ingår delvis i de kriterier som redovisats ovan. 
  
 Objektiva 
 . Tarifferna bör baseras på en systematisk metodik som i princip kan appliceras på alla förfrågningar om tillträde på ett kon- sistent och jämförbart sätt. 
  
 Opartiska och rimliga 
 . Tarifferna skall täcka alla relevanta kostna- der som relateras till en viss transporttjänst och ge en skälig avkast- ning. En dominerande position skall inte kunna missbrukas i för- handlingar. 
  
 Icke-diskriminerande 
 . 
  Tarifferna skall baseras på lika behandling av liknande kunder och inte innehålla inslag av korssubventionering mellan olika typer av kunder. Tredje part skall inte diskrimineras gentemot transportörens (ägarens) egen användning av systemet. 
  
 Enkla och transparenta 
 . Tarifferna skall vara enkla att förstå och medge användare att göra en rimlig värdering av avgifterna med till- räcklig precision (utan att skapa hinder för tillträde). Integrerade fö- retag skall särredovisa olika funktioner och redovisningen skall vara tillgänglig för berörda myndigheter. 
  
 Förutsägbara och stabila  
 . Tarifferna skall inte vara föremål för ore- gelbundna och godtyckliga förändringar, utan vara giltiga under en skälig tid. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 209 
  
 Prissättningsprinciper 
 Hur skall då ett överföringsföretag sätta sina priser för att uppfylla de ovan nämnda kriterierna eller målsättningarna? Något enkelt svar på detta finns inte. Även om kriterierna varierar i betydelse är det av natur- liga skäl ingen enkel sak att utforma tariffer som är optimala eller ens tar hänsyn till de viktigaste kriterierna. 
 Harris kan utvecklas utifrån ett flertal olika metoder och antagan- den. Normalt sett brukar dock tre olika metoder diskuteras (OECD, 1994). 
  
 Kortsiktig marginalkostnad 
 . Kostnaden av att öka transporttjänster- na med en enhet i termer av gas (kapitalstocken förblir oförändrad). 
  
 Långsiktig marginalkostnad  
 . Kostnaden av en bestående ökning av en enhet i kapacitet och genomströmning. 
  
 Genomsnittlig redovisningskostnad 
  
 . Samtliga kostnader som finns i företagets räkenskaper fördelas på olika transporttjänster. 
  
 De tre metoderna har både för- och nackdelar och uppfyller i varierande utsträckning de kriterier som ställts ovan. De uppfyller dock inte samti- digt två av de viktigaste kriterierna för en väl fungerande tariff som nämnts ovan. Dessa kan sägas vara optimal dimensionering och optimalt utnyttjande, kriterier som skall vara uppfyllda vid effektiv prissättning. Dessutom bör systemet ge full kostnadstäckning. 
 Effektiv prissättning är i allmänhet liktydig med marginalkostnads- prissättning. Ett naturligt monopol karakteriseras dock av betydande stordriftsfördelar, varför ett optimalt utnyttjande av systemet (genom marginalkostnadsprissättning) som framgått av avsnitt 8.2 ej leder till full kostnadstäckning vid en optimal dimensionering av systemet. 
 Kostnadsfördelning 
 Vi står därmed inför en avvägning som brukar benämnas  
 second-best- 
  problem. Detta innebär en avvägning mellan optimal dimensionering, optimalt kapacitetsutnyttjande och full kostnadstäckning. En ståndpunkt kan vara att prissättningen skall användas som huvudinstrument för att uppnå ett effektivt utnyttjande av existerande kapacitet, dvs. att priset skall baseras på marginalkostnaden och att intäktskrav bör mötas på det sätt som orsakar minsta möjliga snedvridningar (Hjalmarsson, 1991). 
 Syftet med prissättningen kan således i detta skede vara att uppnå full kostnadstäckning med så små snedvridningar som möjligt, dvs. att de 
  
 210  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 efterfrågade kvantiteterna skall påverkas så lite som möjligt (Hjalmarsson, 1991). 
 I allmänhet brukar följande lösning anvisas enligt ekonomisk teori.  
 9 
  
 Två- eller flerdelade tariffer med en variabel komponent på nivån för kortsiktig marginalkostnad och en fast komponent oberoende av för- brukningen. 
  
 Utformningen av dessa tariffer kan dock variera högst väsentligt. Tyngdpunkten på fasta och rörliga komponenter kan t.ex. variera efter de kriterier som diskuterats ovan och vilken vikt dessa har. 
 Avkastning 
 Avkastningen är ofta en central fråga i samband med reglering av gas- ledningsnät. Karaktären av ett naturligt monopol medför att det ställs krav på att vinsterna skall begränsas. Det är uppenbart att det finns ett samband mellan avkastning och utformning av tariffer och vice versa. 
 Den kanske svåraste frågan i samband med en reglering av vinstnivån är att fastställa vad som är en normal eller skälig vinst. Utan att närmare gå in på detta här, finns det ett antal mer eller mindre användbara meto- der. 
 Dessa metoder har dock svårt att förena avkastnings- och incita- mentskrav. Svårigheten är att finna lämpliga vägar att reducera vinsten och samtidigt behålla en incitamentsstruktur som stimulerar nätföretag att operera effektivt. Beroende på val av metod eller reglering kan t.ex. följande problem uppstå. 
  
 Ett företag kan få små incitament att minimera produktionskostna- derna. Incitamenten kan snarare vara att maximera utgifterna. 
  
 Ett företag kan ha små incitament att investera i mer kostnadseffekti- va processer eftersom vinsterna kan tillfalla konsumenterna snarare än aktieägarna. 
  
 Reglering av priserna kan resultera i priser som inte nödvändigtvis reflekterar marginalkostnaden för de tjänster som tillhandahålls och därmed inte sänder de korrekta marknadssignalerna till användarna. 
  
 9  
 En annan variant är s.k.  
 Ramsey-prissättning 
  som innebär prisdiskrimine- ring efter priskänslighet. Höga priser tas ut av mindre priskänslig efterfrågan eller mindre priskänsliga konsumenter och vice versa (detta torde dock inte vara en möjlig variant om kraven på  
 icke-diskriminerande 
  tariffer skall upp- fyllas). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 211 
  
 Regleringen allokerar inte risk mellan företag och konsumenter. 
  
 Det kan finnas en risk för att företaget för över kostnader från den oreglerade delen till den reglerade delen och vinster i den andra rikt- ningen. 
  
 Den svenska marknaden 
 I flertalet länder i Europa skiljer inte gasföretagen mellan kostnaden för gas och kostnaden för att transportera den från t.ex. gränsen. Denna si- tuation reflekterar delvis marknadsstrukturen som i många fall karakteri- seras av monopol på både import- och transportsidan och i vissa fall även vad gäller distribution. Tillträdet till näten har på grund av denna struktur varit begränsad och det har funnits små behov av trans- porttjänster (ofta enbart transitering). Som framgått av kapitel 4 karak- teriseras den svenska marknaden av liknande förhållanden. 
 I Sverige har det således tidigare inte funnits något behov av att sepa- rera kostnader för själva gasen och för transporten. Det finns inte heller några krav på att tariffer skall offentliggöras. Distributionsföretagen of- fentliggör dock tariffer för mer homogena gr upper som t.ex. småhus och mindre industrier. Tarifferna avser emellertid det totala priset och ett ex- empel för småhus ges i Tabell 8.2 (skatter ingår i de priser som anges). 
 Tabell 8.2 Naturgaspris för småhus (gäller från 1 oktober 1998) 
  
 Pris 
  
 Anslutningsavgift 
  
 10 000 kr 
  
 Abonnemangsavgift 
  
 850 kr/år 
  
 Energipris 
  
 38,0 öre/kWh 
  
 Källa  
 : Sydgas AB. 
  
 Detta förfarande förefaller också naturligt i en monopolliknande situa- tion utan behov av transporttjänster. Att satsa resurser på att fördela ta- rifferna på olika tjänster är inte meningsfullt i ett sådant läge. 
 Kundsammansättningen på marknaden kan också spela en betydelse- full roll. I Sverige svarar 25 till 30 kunder för närmare 60 procent av gasförbrukningen, medan t.ex. uppvärmningen av småhus enbart mot- svarar  
 3–4 
  procent av konsumtionen. Behovet av olika former av tariffer har mot denna bakgrund varit begränsat och det har upplevts som natur- ligt att förhandla. För homogena kunder som t.ex. hushåll är det ett van- ligt förfarande, oberoende av marknadssituation, med generella och of- fentliga tariffer. Transaktionskostnaderna skulle annars bli alltför höga. 
  
 212  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Den nuvarande kundsammansättningen kan få betydelse vid en even- tuell marknadsöppning i Sverige och för vilket tillträdesförfarande som då väljs, förhandlat eller reglerat. Om marknaden öppnas enligt de mi- nimiregler som anges i gasdirektivet kommer enbart de 25 till 30 företag som angetts ovan att betraktas som berättigade kunder och därmed få tillträde till systemet (se avsnitt 8.4). Vid en marknadsöppning måste i och för sig Vattenfall Naturgas AB och de olika distributionsföretagen, oberoende av tillträdesform, kalkylera och prissätta själva transport- tjänsterna. Den stora skillnaden mellan förhandlat och reglerat tillträde är att tarifferna vid ett reglerat tillträde måste offentliggöras och dessa är då bindande. 
 På en liten marknad med i huvudsak ett fåtal större kunder kan detta förhållande möjligen få betydelse. Om en berättigad kund väljer att för- handla med t.ex. ett tyskt företag om gasleveranser kan den hittillsvaran- de svenske säljaren (distributionsföretaget) enbart förhandla om den del av priset som rör själva gasen och inte om den del som avser kostnaden för transporttjänsten. Är den svenske säljaren uppbunden av långsiktiga take or  
 pay-kontrakt 
  kan även möjligheten att förhandla om själva gaspriset vara begränsad. 
 Den berättigade kunden kan även anse att transportkostnaden i det svenska systemet är för hög vid ett köp av t.ex. tysk gas. Den här typen av berättigade kunder är priskänsliga och har i de flesta fall tillgång till andra bränslealternativ. Om den berättigade kunden väljer ett annat bränslealternativ innebär detta att det svenska gasföretaget förlorar transportintäkterna. Om gasföretaget, liksom i fallet ovan, har take or  
 pay-åtaganden 
  kan förlusterna bli än större. 
 Ett alternativ skulle kunna vara att gasföretaget har ett flertal olika tariffer för olika typer av företag och situationer. Om inte alla berättiga- de kunder kan välja tariff och om tarifferna avsevärt skiljer sig åt mellan liknande kunder kan dock utformningen uppfattas som diskriminerande. Enligt gasmarknadsdirektivets artikel 14 skall förfarandena användas i enlighet med objektiva, öppna och  
 icke-diskriminerande 
  kriterier. Kost- naden för att utforma många tariffer kan dessutom vara betydande. 
 En annan typ av problem kan uppstå om nya investeringar genomförs i Sverige och om vi därigenom får ett tillfälligt undantag inom ett geo- grafiskt begränsat område. Detta gäller speciellt om det nuvarande nätet och ett kommande sammankopplas (vilket förefaller högst naturligt). För det första kan det komma att innebära att vi får ett system med t.ex. reglerat tillträde och offentliggjorda transporttariffer i det nuvarande nätet, medan ett eventuellt nytt nät inte omfattas av något krav på tillträ- de eller marknadsöppning. För det andra kan transportkostnaderna komma att skilja sig åt mellan det nuvarande nätet och ett eventuellt nytt nät. Detta hänger samman med att investeringskostnaderna i det nuva- 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 213 
  
 rande systemet till stor del kommer att vara amorterade vid den tidpunkt det kan komma att vara aktuellt att investera i ett nytt nät. Innebörden är att transportkostnaderna kommer att vara betydligt lägre i det nuvarande nätet än i ett eventuellt kommande. Detta kan innebära problem med ta- riffsättningen (åtminstone efter de tio år som undantaget gäller). Det är svårt att tänka sig att transporttarifferna kan skilja sig åt i det nuvarande och det nya systemet om de är sammankopplade (såvida inte systemen har väsentligt olika kapacitet etc.). Om tarifferna i de bägge systemen konvergerar innebär detta att kunder i det gamla systemet får subventio- nera kunder i det nya. På en sådan liten marknad som i Sverige kan det innebära betydande prisgenomslag. Vi har ovan sett att berättigade kun- der i många fall har andra bränslealternativ och då kan komma att lämna gasmarknaden. 
 Det är naturligtvis svårt att bedöma realismen i de exempel som dis- kuterats ovan. Transmissionskostnaden utgör 10 till 20 procent av gaspriset (inkluderas distributionskostnaden ökar dock andelen betydligt) och det finns alltid en möjlighet att förhandla om resterande del av priset. 
 Samtidigt är ett system med tariffer lätt att förstå. Om antalet kunder (framför allt mindre kunder) ökar kan också transaktionskostnaderna vid förhandlingar bli stora. Vidare minskar tariffer tendenser till diskrimine- ring och kan underlätta för en tillsynsmyndighet att analysera prisbild- ningen. 
 I t.ex. Storbritannien har det varit ett krav att tarifferna och beräk- ningsprinciperna skall offentliggöras. Detta i syfte att få en fungerande marknad. Sverige och Storbritannien uppvisar i och för sig stora sk illna- der, men behovet av klara spelregler är en betydelsefull komponent för att få en marknad att fungera. 
 Ett reglerat tillträde med klara, entydiga och offentliggjorda tariffer kan vidare underlätta statsmakternas möjligheter att ställa krav på tarif- fernas utformning. Det kan t.ex. gälla möjligheten att ålägga naturgasfö- retag att tillhandahålla vissa allmännyttiga tjänster (t.ex. att tarifferna inte skall vara avståndsberoende). 
 På sikt bör de principer som styr prissättningen förändras. I dagsläget utnyttjas s.k.  
 net-back-prissättning 
  (se kapitel 4). Inslaget av alternativ- kostnadsprissättning och frånvaron av kostnadsfördelning innebär att prissättningsprincipen inte baseras på de underliggande kostnaderna och inte heller explicit reflekterar kostnaderna i tariffer. Detta ökar sannolik- heten för korssubventionering (genom möjligheten till prisdiskrimine- ring). Harris kan innebära en mer kostnadsriktig prissättning som ökar incitamenten till ekonomiskt effektiva lösningar (på sikt kan även ett för- handlat tillträde, utan offentliggjorda tariffer, leda i samma riktning). 
  
 214  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Elmarknaden 
 Väl fungerande tariffsystem kan, som framgått ovan, vara mycket komplicerade att konstruera och effekterna är i många fall svåra att be- döma. I många fall ställs därför enbart vissa generella krav på utform- ning i lagstiftningen och den närmare konstruktionen blir en uppgift för marknaden. Så är fallet i många länder. 
 Detta var också fallet i samband med omregleringen av elmarknaden i Sverige. Som allmän regel anges i ellagen bl.a. att: 
  
 Nättariffer skall vara skäliga och utformade på sakliga grunder. Vid bedömning av en nättariffs skälighet skall konsumentintresset särskilt beaktas. Hänsyn skall dessutom tas till kravet på en rimlig avkastning i nätverksamheten. 
  
 Den som har nätkoncession skall offentliggöra sin nättariff till den del den avser avgifter och övriga villkor för överföring av el. 
  
 Av regeringens proposition (1993/94:162) om handel med el i konkur- rens framgår, att nättarifferna bör så långt som det är praktiskt möjligt avspegla de fysiska flödena på nätet. Detta är en förutsättning för att ta- riffen skall ge korrekta samhällsekonomiska styrsignaler till aktörerna, dvs. såväl till elproducenterna som till elkonsumenterna. Nättariffen bör också utformas på ett sätt som stimulerar konkurrensen på elmarknaden. Det skall vara enkelt att köpa och sälja kraft med olika typer av kon- trakt. 
 Samtidigt anges att det inte är en uppgift för statsmakterna att med- dela detaljerade föreskrifter om vilka tariffer som skall tillämpas av nät- företagen. Den närmare utformningen av tarifferna är en fråga mellan nätföretagen och dem som vill utnyttja näten för överföring av kraft. 
 Vissa principer för utformningen av tarifferna ges dock. Enligt pro- positionen bör det i ellagen föreskrivas att nättariffer, som ovan nämnts, skall vara skäliga och utformas på sakliga grunder. Begreppet saklig grund innebär att nättarifferna skall vara objektiva och icke- diskriminerande. Kunder får indelas i grupper efter kostnadsbild, men kunder inom samma kundkategori skall däremot ha samma nättariff. 
 Det framgår också att nättarifferna bör ge sådana intäkter att verk- samheten ger en rimlig avkastning. Detta är enligt propositionen viktigt för att undvika en situation där nätverksamheten måste finansieras på annat sätt än via nättariffer eller omvänt blir utnyttjad till subventione- ring av annan verksamhet, s.k. korssubventionering. 
 Enligt propositionen bör en princip för utformningen av nättariffer vara att den som förorsakar kostnader för nätägaren också skall betala 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 215 
  
 för detta. Denna princip innebär att tarifferna bör vara kostnadsriktiga för varje kundkategori. 
 Som redan framgått av avsnitt 8.2 har det också införts ett visst sys- tem för utjämning av nättarifferna, t.ex. att de inte får vara avståndsbe- roende. 
 Enligt propositionen kan dock inte utjämningen av nätkostnaderna in- om ett koncessionsområde drivas hur långt som helst utan att det uppstår betydande samhällsekonomiska kostnader. Därför har det bl.a. införts bestämmelser om att engångsavgifter för anslutning får vara avståndsbe- roende och att nättariffen för linje bör kunna variera med hänsyn till var anslutningpunkten är benägen. 
 Slutsatser 
 Det är svårt att dra några bestämda slutsatser om hur ett införande av offentliggjorda transporttariffer skulle påverka gasmarknaden i Sverige. En möjlighet är att de skulle kunna påverka förhandlingsutrymmet nega- tivt i samband med gasaffärer och prissättningen i samband med nya in- vesteringar. Berättigade kunder har i många fall andra bränslealternativ och kan komma att lämna gasmarknaden. Behovet av tariffer kan natur- ligtvis även diskuteras utifrån marknadsstrukturen. I dag är det endast ca 25 förbrukare som kan betraktas som berättigade kunder och därmed få tillträde till nätet. 
 Samtidigt är ett system med tariffer lätt att förstå och det reducerar transaktionskostnaderna. Det ger också klara och entydiga spelregler, vilket förbättrar marknadens funktionssätt. 
 Väl fungerande tariffsystem är komplicerade att konstruera. Detta är knappast en uppgift för statsmakterna, utan snarast en uppgift för mark- naden. Det finns dock anledning att ange vissa grundläggande principer som baseras utifrån de kriterier som anses lämpliga. 
 Införandet av tariffsystem och ett reglerat tillträde kan komma att på- skynda en annan typ av prissättning av gas. Den nuvarande prissättning- sprincipen baseras inte på de underliggande kostnaderna och kan ge upphov till korssubventionering. Harris kan innebära en mer kostnads- riktig prissättning som ökar incitamenten till ekonomiskt effektiva lös- ningar. Med hänvisning till begreppet allmännyttiga tjänster kan staten också prioritera eller lyfta fram andra mål. 
  
 216  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Transitering 
 Direktivet 
 Inom EU finns ett direktiv om transitering av naturgas genom gasled- ningsnät, direktiv 91/296/EEG. Transiteringsdirektivet drevs ursprungli- gen fram av Portugal, med syfte att försörja en växande marknad som saknade egna försörjningsresurser. Transiteringsdirektivet (av den 31 maj 1991) var det första steget mot en inre naturgasmarknad och skall, enligt  
 EES-avtalet 
  (av den 1 januari 1994), tillämpas även av Sverige. Med anledning av detta uppdrog regeringen åt NUTEK den 9 juni 1994 att vara den myndighet som hanterar transitering av naturgas i enlighet med transiteringsdirektivet. 
 Direktivet omfattar överföringsnät för naturgas under högtryck och de enheter som är ansvariga för dem i respektive land, enligt förteckning i bilaga till direktivet som uppdateras vid behov. För Sveriges del anges Vattenfall Naturgas AB och Sydgas AB i denna bilaga. Dessa båda bo- lag har i skrivelser april/maj 1994 förbundit sig att fullgöra de skyldig- heter som följer av direktivet. 
 Medlemsstaterna skall ha satt i kraft lagar och andra nödvändiga för- fattningar för att uppfylla transiteringsdirektivet före den 31 december 1995. 
 Av direktivet framgår att EU strävar efter en mer integrerad energi- marknad för att kunna uppnå en enda inre marknad. Målet för den inre naturgasmarknaden är, enligt transiteringsdirektivet, att säkerställa högre lönsamhet, förenlighet med miljö och försörjningstryggheten ge- nom fri handel utan oacceptabla begränsningar av konkurrensen. Med- lemsstaterna skall vidta nödvändiga åtgärder för att underlätta transite- ring av naturgas mellan länderna. 
 Handeln mellan de europeiska högtryckssystemen ökar för varje år och får konsekvenser för investeringar. Tanken med transiteringsdirekti- vet är att försörjningstryggheten för naturgas skall förbättras och kost- naderna minska genom att näten och dess sammankopplingsmöjligheter utnyttjas effektivare och att annat samarbete mellan överföringsföretagen samtidigt uppmuntras, vilket i sin tur leder till förbättringar och kost- nadsminskningar. 
 Upprättandet av en inre naturgasmarknad kommer att stimulera den gradvisa dynamiska integreringen av nationella naturgasnät. I detta sammanhang skulle särskilda åtgärder avseende infrastrukturen kunna påskynda anslutningen av avsides belägna områden och öar i gemenska- pen till det helt sammankopplade nätet. 
 Vidare framgår av transiteringsdirektivet att handelshinder kan redu- ceras, såvida inte hindren beror på arten av teknik eller på själva nä- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 217 
  
 ten. Handelshindren reduceras genom att införa obligatorisk transitering av naturgas och genom att införa ett lämpligt system för övervakning. De finansiella, tekniska och rättsliga villkoren måste, enligt direktivet, som en allmän regel utarbetas direkt mellan berörda nät. Transiterings- villkoren bör vidare vara skäliga och överensstämma med gemenskapens konkurrensregler. 
 I skyldigheterna ingår bl.a. att anmälan skall ske till kommissionen och berörda nationella myndigheter: 
  
 om varje begäran av transitering, 
  
 om slutförande av transiteringskontrakt, och 
  
 om orsak i det fall kontrakt ej slutits 12 månader efter begäran. 
  
 Direktivet uttrycker också att hänsyn skall tas till likheter och skillnader mellan länderna. 
 Transiteringsdirektivet är, som ovan nämnts, en föregångare till nu- varande gasdirektiv och utgör första fasen i fullbordandet av en inre marknad för naturgas. För att uppnå en inre marknad för naturgas har det bedömts som nödvändigt att vidta ytterligare åtgärder. 
 Transiteringsdirektivet är av samma dignitet som naturgasdirektivet och således kompletterar dessa direktiv varandra. Eurogas har med an- ledning av naturgasdirektivet konstaterat att det är för tidigt att föreslå avveckling av transiteringsdirektivet. När väl gasdirektivet implemente- rats i de olika länderna föreslås att en noggrann analys görs om något naturgassystem fortfarande har behov av transiteringsdirektivet. 
 Slutsatser 
 Med anledning av att transiterings- och gasdirektivet lever sida vid sida måste man vara medveten om att olika länder kan komma till olika tolk- ningar som sedan ligger till grund för deras lagstiftning. Detta kan leda till problem för aktörerna på gasmarknaden. Därför är det viktigt att analysera behovet av transiteringsdirektivet efter det att gasdirektivet trätt i kraft. 
  
 3  
  
 gas per 
  
 218  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.4 
  
 Marknadsöppning 
  
 8.4.1 
  
 Direktivet 
  
 Av artikel 18 framgår att medlemsstat skall ange vilka kunder inom re- spektive land som skall kunna få tillträde till systemet i avsikt att ingå avtal om eller köpa naturgas. Definitionen av sådana s.k. berättigade kunder skall leda till en öppning av marknaden som motsvarar 20 pro- cent av den totala årliga gasförbrukningen på den nationella marknaden. Denna andel skall öka till 28 procent fem år efter det att direktivet har trätt i kraft och till 33 procent efter tio år. 
 Medlemsstaterna skall vidta nödvändiga åtgärder för att säkerställa att åtminstone följande kunder anges som berättigade kunder. 
  
 Kunder som har gaseldad kraftproduktion, oberoende av årlig för- brukningsnivå. För att värna om jämvikten på elmarknaden får dock medlemsstaterna införa ett tröskelvärde som inte får överstiga det 
  
 som anges för andra slutförbrukare, för att kraftvärmeproducenter skall anses vara berättigade. 
  
 Övriga slutförbrukare som förbrukar mer än 25 miljoner m år per förbrukningsställe. 
 För gruppen övriga slutförbrukare i den andra punkten skall tröskeln sänkas till 15 miljoner m  
 3  
 gas per år och förbrukningsställe fem år efter det att direktivet trätt i kraft och till 5 miljoner m  
 3  
 per år och förbruk- ningsställe efter tio år. 
 Leder definitionen av berättigade kunder till en öppning av markna- den som överstiger de ovan nämnda procentsatserna (20, 28 och 33 pro- cent) får länderna själva begränsa marknadsöppningen så att den blir lägst 10 procentenheter över miniminivåerna. Detta kan ske genom en anpassning av definitionen av berättigade kunder. 
 Av avsnitt 8.3 har tidigare framgått att naturgasföretag får vägra tillträde till systemet på grund av bristande kapacitet, eller om tillträde till systemet skulle hindra dem från att utföra de allmännyttiga tjänster som ålagts dem (se avsnitt 8.2), eller på grundval av allvarliga ekono- miska och finansiella problem med take or  
 pay-avtal. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 219 
  
 8.4.2 
  
 Konsekvenser för den svenska marknaden 
  
 Allmänt 
 Konsekvenserna för den svenska naturgasmarknaden av direktivets mi- nimiregler framgår av Figur 8.2 (som baseras på faktiska leveranser 1998). Direktivets definition av vad som åtminstone skall anses som be- rättigade kunder leder till en öppning av marknaden med 47 procent när direktivet träder i kraft. Efter fem år ökar marknadsöppningen till 50 procent och efter tio år till 59 procent. Definitionen av berättigade kun- der leder således till att marknaden öppnas betydligt mer än de krav på öppning med 20, 28 och 33 procent som ställs i direktivet. Innebörden av detta är att Sverige skulle kunna begränsa marknadsöppningen till 30 procent när direktivet träder i kraft, till 38 procent efter fem år och till 43 procent efter tio år. 
 Figur 8.2 Marknadsöppning i Sverige enligt  
 EU-direktivets 
  minimiregler 
 Procent 
 59 
  
 60 
  
 47 
  
 50 
  
 50 
  
 40 
  
 30 
  
 20 
  
 10 
  
 0 
  
 År 1 
  
 År 5 
  
 År 10 
  
 Källa  
 : Svenska Gasföreningen (1999). 
 Marknadsstrukturen framgår mer i detalj av Tabell 8.3. Kraftvärmepro- ducenter och större slutkunder som förbrukar mer än 25 MNm  
 3  
 per år är de kategorier som mest påverkar graden av marknadsöppning. Det är dock sannolikt fråga om ett relativt begränsat antal kunder. 
 Noterbart är att konsumenter motsvarande drygt 40 procent av kon- sumtionen inte får tillträde till systemet. Tabell 8.3 visar därmed på en åtminstone formell skillnad gentemot det regelsystem som gäller i Sveri- 
  
 220  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 ge i dag. Enligt rörledningslagen (se kapitel 6) är koncessionshavaren skyldig att mot ersättning ombesörja transport genom ledningen åt an- nan, om det kan ske utan väsentligt förfång för koncessionshavaren. I praktiken ger således rörledningslagen utrymme för att tredje part skall kunna utnyttja ledningen och någon begränsning till olika former av be- rättigade kunder finns inte. Ett införande av direktivets minimiregler skulle därför rent teoretiskt kunna begränsa tillträdet till systemet i för- hållande till vad som gäller i dagsläget och därmed också konkurrensen på marknaden. 
 Tabell 8.3 Marknadsstruktur 1998 
  
 Marknadsstruktur 
  
 Leveranser 
  
 Miljoner 
  
 Procent 
  
 m 
 3 
  
 Kraftvärme 
  
 244 
  
 28,7 
  
 Slutkunder som förbrukade mer än 25 MNm  
 3 
  
 157 
  
 18,5 
  
 Slutkunder som förbrukade mindre än 25 MNm  
 3 
  
 24 
  
 2,8 
  
 men mer än 15 MNm  
 3 
  
 Slutkunder som förbrukade mindre än 15 MNm  
 3 
  
 76 
  
 8,9 
  
 men mer än 5 MNm  
 3 
  
 Övriga slutkunder 
  
 350 
  
 41,1 
  
 Summa 
  
 851 
  
 100,0 
  
 Anm 
 .: MNm 
 3  
 = Miljoner normalkubikmeter. 
  
 Källa  
 : Svenska Gasföreningen (1999). 
 Distributionsföretag 
 Distributionsföretag  
 10  
 ingår inte i direktivets bestämmelser av vad som åtminstone skall betraktas som berättigade kunder (och därmed inte hel- ler i Figur 8.2). Det kan i och för sig vara svårt att föreställa sig en öpp- ning av marknaden som inte omfattar distributionsföretag. I Danmark diskuteras emellertid att distributionsföretag inte skall anses som berätti- gade kunder och därmed få tillträde till nätet. Bakgrunden är att de regi- onala distributionsbolagen tidigare har erhållit stora offentliga subven- tioner och därför inte bör få ytterligare konkurrensfördelar. 
  
 10  
 Enligt artikel 18.8 har dock distributionsföretag, om de inte anges som be- rättigade kunder, behörighet att ingå avtal om naturgas enligt artiklarna 15 och 16 för den volym naturgas som förbrukas av de av deras kunder som an- ges som berättigade inom deras distributionssystem, för att kunna försörja dessa kunder. 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 221 
  
 Det bör dock poängteras att distributionsföretag måste öppna sina rörledningar till vad som angetts som berättigade kunder, dvs. att vi får en marknadsöppning som i mycket stor utsträckning påminner om den som anges i Figur 8.2. 
 IEA (International Energy Agency) har analyserat distributionsföre- tag i de sex största gasländerna i Europa (Belgien, Frankrike, Italien, Nederländerna, Storbritannien och Tyskland). Huvudresultatet är kort- fattat att det inte sker någon optimering av den ekonomiska effektiviteten under nuvarande institutionella förhållanden. Slutsatsen baseras på föl- jande iakttagelser (IEA, 1998b). 
  
 Stordriftsfördelar existerar i teorin, men inte i praktiken. Den genom- snittliga distributionskostnaden faller inte när produktionen ökar. Kostnaderna är därför högre än vad de borde vara. 
  
 De nuvarande priserna reflekterar inte kostnaderna. En förklaring är att de nuvarande tariffmekanismerna inte är utformade för att mini- mera priserna för slutkunderna. I många fall praktiseras alternativ- kostnadsprissättning (och s.k.  
  
 net-back-prissättning, 
  se kapitel 4), vilken saknar kontakt med de underliggande kostnaderna och inte re- flekterar kostnaderna explicit i tariffer. Som ett resultat av detta är det vanligt med korssubventionering. Priserna mellan olika kund- grupper i länderna varierar högst väsentligt. 
  
 Företagens vinster varierar mellan de olika länderna, men förefaller ligga på en hög nivå. Förhållandet implicerar en viss ekonomisk inef- fektivitet, eftersom en del av vinsten skulle kunna återföras till gas- konsumenterna i form av lägre priser. 
  
 Kontinentala företag har betydligt högre priser än företag i Storbri- tannien. Skillnaden kan inte enbart förklaras av skilda vinstnivåer. Till en del förklaras prisdifferenserna av kostnadsineffektiviteter. 
  
 Enligt IEA är det nödvändigt att introducera incitament som stimulerar ekonomisk effektivitet, samtidigt som andra mål som säkerhet (t.ex. i form av leveranser och lagring) bibehålls. 
 IEA pekar på två steg som kan övervägas. Det första är att distribu- tionsföretag bör betraktas som berättigade kunder och därmed få tillgång till överföringsnäten. Detta ger dem en möjlighet att välja leverantör och de blir inte lika bundna till nätägaren (överförings- eller transmissionsfö- retaget) som tidigare. Effekten bör bli lägre gaspriser för distributionsfö- retagen. 
 Tillträde till gasledningsnäten kommer uppenbarligen att gynna dist- ributionsföretagen, men inte säkert deras kunder. Som ett andra steg pe- kar därför IEA på möjligheten att öka och utveckla konkurrensen i dist- 
  
 222  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 ributionsledet. Enligt IEA finns flera möjliga vägar till detta, t.ex. direkt konkurrens, tillträde till näten och olika regleringsmässiga metoder. 
 Transporträtter och importavtal 
 För att skapa en genuin konkurrens på den svenska marknaden är det inte tillräckligt att enbart ge tillträde till systemet och öppna marknaden med en viss andel. Det måste också vara möjligt för svenska slutkunder att köpa gas från andra leverantörer än Vattenfall Naturgas AB eller Sydgas AB, t.ex. leverantörer i Tyskland eller fristående handlare i Danmark. I praktiken kan det dock finnas hinder som kan begränsa till- trädet till systemet. Av avsnitt 4.2 har framgått att Vattenfall Naturgas AB har transporträtten i det danska systemet. I avtalet mellan Sveriges regering och Danmarks regering (prop. 1979/80:170) sägs att: 
 DONG A/S förpliktar sig att för Swedegas AB:s räkning årligen trans- portera högst 2 miljarder kubikmeter naturgas – dock högst ca 6 miljoner kubikmeter per dygn – från den  
 dansk–tyska 
  gränsen eller den danska be- handlingsanläggningen för naturgas vid Nordsjön till dansk kust vid Öre- sund samt att genomföra den ökning av kapaciteten i det projekterade danska naturgasnätet som behövs för att fullgöra detta åtagande. DONG A/S transportåtagande gäller i 20 år från transportens början, dock längst till den 8 juli 2012. 
 Eftersom transporterna påbörjades 1985 upphör transporträtten 2005. Vattenfall Naturgas AB har i och för sig inget inköpsmonopol, men 
 transporträtten i det danska systemet för högst 6 miljoner m  
 3  
 gas per dygn har i praktiken hittills betraktats som ett monopol (se kapitel 4). Huruvida detta är ett problem heller inte är beroende av om det finns le- dig kapacitet i det danska systemet. Finns det ledig kapacitet bör förhål- landet med transporträtten inte föranleda några problem. Om det där- emot saknas ledig kapacitet är det inte otänkbart att de som anges som berättigade kunder kan behöva förhandla med Vattenfall Naturgas AB om att köpa transporträtt. I det sistnämnda fallet är det tänkbart att det skulle kunna uppstå en handel med transporträtter. Hur en sådan handel kommer att fungera eller utformas är dock inte möjligt att bedöma. Det bör också påpekas att, enligt artikel 17, får medlemsstaterna vidta nöd- vändiga åtgärder för att säkerställa att det naturgasföretag som vägrar tillträde till systemet på grund av bristande kapacitet eller otillräcklig an- slutning, genomför nödvändiga förbättringar så långt detta är ekono- miskt försvarbart, eller när en potentiell kund är villig att betala för det. 
 Ett närliggande område är de tre nuvarande importavtalen mellan Dangas och Vattenfall Naturgas AB som löper ut 2003, 2006 och 2010, dvs. innan transporträtten löper ut. Hur detta förhållande kan komma att 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 223 
  
 påverka möjligheterna för eventuellt nytillkommande importörer eller andra kunder är dock svårt att bedöma. 
 I detta sammanhang kan det vara av intresse att kort beröra Dan- marks produktionskapacitet. Av kapitel 2 har det framgått att Owens reserver är relativt begränsade och endast räcker i ca femton år med nu- varande produktionstakt. I en rapport till den danska staten om den danska naturgassektorns struktur pekas på att efterfrågan kommer att överstiga utbudet år 2000 och att det därmed krävs en viss import. Efter 2005 kommer den inhemska produktionen att minska successivt och 2010 kommer importbehovet att motsvara ca hälften av efterfrågan (Tabell 8.4). En viktig slutsats av denna prognos är att Sverige succes- sivt måste söka andra importalternativ än Danmark. Det kommer där- med också att bli viktigt att få tillgång till det danska systemet för trans- porter. Det kan vidare komma att ställa krav på investeringar i in- frastruktur. 
 Tabell 8.4 Prognos över utbud och efterfrågan av naturgas i Danmark 
 Miljarder kubikmeter 
  
 1997 
  
 1998 
  
 1999 
  
 2000 
  
 2005 
  
 2010 
  
 Efterfrågan 
  
 7,0 
  
 7,1 
  
 7,2 
  
 8,0 
  
 8,1 
  
 7,6 
  
 - Danmark 
  
 4,0 
  
 4,3 
  
 4,4 
  
 4,7 
  
 4,9 
  
 4,8 
  
 - Tyskland 
  
 2,1 
  
 2,0 
  
 2,0 
  
 2,5 
  
 2,5 
  
 2,5 
  
 - Sverige 
  
 0,9 
  
 0,8 
  
 0,8 
  
 0,8 
  
 0,7 
  
 0,3 
  
 Utbud 
  
 7,0 
  
 7,1 
  
 7,2 
  
 7,6 
  
 7,3 
  
 3,7 
  
 Ej kontrakterat 
  
 0,0 
  
 0,0 
  
 0,0 
  
 0,4 
  
 0,7 
  
 3,9 
  
 Källa  
 : Rothschild  Sons Limited (1998). 
  
 8.4.3 
  
 Några andra tänkbara konsekvenser 
  
 Andra konkurrensmöjligheter 
 Naturgasmarknadsdirektivet kan ge visst utrymme för handel även om konkurrenssituationen är begränsad på grund av avtal och tillgången på alternativa gasproducenter. Finland, som har liknande marknadsproblem som Sverige, utgör ett exempel på detta. Till skillnad mot Sverige är Finland även teoretiskt sett (i varje fall på kort sikt) helt beroende av im- port från ett land (Ryssland), men har samtidigt endast ett företag som är ensam importör och som även äger och driver rörledningssystemet (Finlands gasmarknad beskrivs närmare i kapitel 9). Genom att Finland är beroende av import från ett enskilt land är det svårt att åstadkomma inslag av konkurrens oberoende av hur  
 EU-direktivet 
  tolkas eller anpas- 
  
 224  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 sas. Även om Finland har möjlighet att begära undantag från reglerna om marknadsöppning har ett förslag lagts för att i någon mening upp- muntra konkurrens. Enligt det förslag som lagts kommer det att bli möj- ligt att handla med gas mellan t.ex. slutkunder på en s.k. eftermarknad. Alla slutförbrukare med en förbrukning på åtminstone 5 miljoner m  
 3  
 per år kommer att ges möjlighet att handla på eftermarknaden, vilket ger en marknadsöppning på ca 90 procent. Volymerna förväntas dock bli mycket begränsade, eller ca 100 miljoner m  
 3  
 per år. Exemplet visar dock att det finns möjligheter, om än begränsade, att skapa en marknad även inom ramen för ett system med ett fåtal aktörer. 
 Graden av konkurrens 
 När ett företag bedriver såväl verksamhet som kan betraktas som ett naturligt monopol som konkurrensutsatt verksamhet ökar företagets möjligheter att använda ekonomiska överskott från monopolverksamhe- ten för att subventionera den konkurrensutsatta verksamheten (kors- subventionering). Detta skapar betydande risker för att konkurrensen på marknaden försvagas eller sätts ur spel. 
 I vilken utsträckning det sker en korssubventionering har ett starkt samband med graden av konkurrens vid i detta fall gasförsäljningen.  
 11  
 Gasdirektivets regler för minimiöppning innebär att enbart större kunder får tillträde till nätet och kan välja leverantör. Det är i princip dessa stör- 
 re kunder som kan utnyttja den ökande konkurrensen för att få lägre pri- ser, medan t.ex. hushållssektorn ställs utanför. I ett sådant läge är risken för korssubventionering större vid försäljning av gas till stora kunder än vid försäljning till t.ex. hushåll beroende på en betydligt hårdare konkur- rens i det förstnämnda fallet än i det sistnämnda. Detta kan också inne- bära en press uppåt av priserna för de konsumentgrupper som inte i praktiken kan köpa gas i konkurrens mellan olika leverantörer. 
 Konkurrensverket (1998) har pekat på risken för ett sådant beteende på elmarknaden där små konsumenter i praktiken haft svårt att byta le- verantör på grund av reglerna om timmätning av elförbrukning och krav på ny elmätare vid leverantörsbyte. Riksdagen har dock i december 1998 beslutat att alla hushåll utan hinder skall kunna byta elleverantör. Be- slutet innebär att dagens krav på att installera en särskild timmätare för att kunna byta leverantör avskaffas för flertalet användare. Istället införs s.k. schablonavräkning från den 1 november 1999. De närmare förut- sättningarna har utretts av  
 LEKO-utredningen 
  (SOU 1999:44). 
  
 11  
 Korssubventionering diskuteras i t.ex. Konkurrensverket (1996) och 
 (1998). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 225 
  
 Strukturen på den svenska gasmarknaden kan dock försvåra den form av prissättningsbeteende som diskuterats ovan. Det skulle sannolikt krä- vas mycket höga priser för hushållskunderna för att generera intäkter som skulle kunna subventionera annan verksamhet (åtminstone av någon betydelse). Hushållskunderna är av begränsad omfattning i Sverige. To- talt finns det drygt 50 000 hushållskunder, varav 14 000 använder gas för uppvärmning. Det är i huvudsak för den sistnämnda gruppen som ett tillträde skulle kunna vara aktuellt eller möjligt. Denna grupp svarar dock endast för  
 3–4 
  procent av den totala gaskonsumtionen. Den alter- nativkostnadsprissättning som tillämpas på gasmarknaden sätter också en gräns för hur höga priser som kan tas ut (se kapitel 3). 
 Det bör också poängteras att små kunder på gasmarknaden inte ensi- digt behöver missgynnas om de inte får tillträde till näten och därmed kan välja leverantör. De större slutkunder som får tillgång till nätet och producerar el kan utnyttja eventuellt sänkta gaspriser för att sänka priset på el. Utfallet beror emellertid på konkurrenssituationen på elmarknaden och hur prisbildningen fungerar. Det kan också påpekas att om distribu- tionsföretagen betraktas som berättigade kunder kan även hushållskun- derna få del av vinsterna med ökad konkurrens. 
 Samspel mellan sektorer 
 Gasmarknadsdirektivets definition av vilka som åtminstone skall be- traktas som övriga slutförbrukare (dvs. ej kraftproducenter) eller inte, är relativt skarp och ligger på en hög nivå. Efter tio år är det endast slut- förbrukare som förbrukar minst 5 miljoner m  
 3  
 per år som får tillträde till systemet. Sådana skarpa gränser, som dessutom ligger på en hög nivå, kan leda till oväntade beteenden. 
 Om det t.ex. råder olika regler och grad av konkurrens över och un- der en konsumtionsnivå på 5 miljoner m  
 3  
 kan det finnas ett artificiellt in- citament för konsumenter att antingen öka eller minska konsumtionen i syfte att flytta mellan marknadssektorerna. Ett sådant beteende kan knappast vara önskvärt och kan innebära att det även bör finnas ett re- gelsytem för mindre kunder som förhandlar sig till ett tillträde. Detta inte minst mot det system som föreslås utvecklas i Finland. Det torde inte heller vara osannolikt att mindre kunder kräver tillträde till systemet. 
  
 226  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.4.4 
  
 Slutsatser 
  
 Sammanfattningsvis visar beräkningarna ovan att konsumenter motsva- rande nästan 60 procent av konsumtionen formellt sett skulle kunna få tillträde till systemet inom tio år efter det att direktivet trätt i kraft. Hu- ruvida detta kommer att påverka konkurrensen kan dock diskuteras. Caldwell är starkt beroende av en gasproducent, och en nödvändig förutsätt- ning för att utveckla marknaden är att det finns tillgång till fler produ- center och att svenska företag får tillgång till transportsystemen i andra länder. Även om det senare fallet inte skulle realiseras ger dock direkti- vet möjlighet till viss handel mellan berättigade kunder. Det är dock san- nolikt att en sådan handel skulle få en blygsam omfattning. 
 Det går också att diskutera hur många som i praktiken kan få tillträde till systemet. Den transporträtt som innehas av Vattenfall Naturgas AB i det danska systemet gör att en viss osäkerhet föreligger. Ett annat osä- kerhetsmoment ligger i att den danska produktionskapaciteten successivt minskar. Det kommer att bli viktigt att få tillgång till bl.a. det danska transportsystemet för att kunna utnyttja andra importalternativ än Dan- mark. Utvecklingen kan också komma att ställa krav på investeringar i infrastruktur. 
 Distributionsföretag ingår inte i direktivets bestämmelser av vad som åtminstone skall betraktas som berättigade kunder. Det finns dock starka skäl som talar för att dessa företag skall betraktas som berättigade kun- der och därmed få tillgång till näten. Studier som genomförts av IEA ty- der på att den ekonomiska effektiviteten är låg i många europeiska dist- ributionsföretag. En väg att öka effektiviteten är att betrakta dessa som berättigade kunder och ge dem tillträde till överföringsnäten. Samtidigt kan det dock behövas insatser för att öka konkurrensen i distributionsle- det. 
 Naturgasmarknadsdirektivets bestämmelser om berättigade kunder kan också ge incitament till korssubventionering och förändrat prisbete- ende. Det är i princip enbart större kunder som kan utnyttja den ökande konkurrensen för att få lägre priser, medan t.ex. hushållssektorn ställs utanför. I ett sådant läge är risken för korssubventionering större vid för- säljning av gas till stora kunder än vid försäljning till t.ex. hushållen, be- roende på en betydligt hårdare konkurrens i det förstnämnda fallet än i det sistnämnda. Detta kan också innebära en press uppåt av priserna för de konsumentgrupper som inte i praktiken kan köpa gas i konkurrens mellan olika leverantörer. Huruvida detta blir fallet kan naturligtvis dis- kuteras, men risken för ett sådant beteende kan komma att ställa krav på olika former av regleringar eller andra ingrepp. Valet av tillträdesform, förhandlat eller reglerat, kan också komma att få effekter. Vid ett regle- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 227 
  
 rat tillträde med offentliga tariffer är det sannolikt möjligt att få en mer effektiv prissättning än i dag. 
  
 8.5 
  
 Reciprocitetsklausulen 
  
 8.5.1 
  
 Allmänt 
  
 I gasmarknadsdirektivet, 98/30/EG, finns en s.k. reciprocitetsklausul, dvs. en klausul som behandlar ömsesidigheten i handel mellan medlems- länder. Den är intagen i artikel 19 och lyder enligt följande: 
 För att undvika bristande jämvikt i öppnandet av gasmarknaderna in- om den närmaste tioårsperioden efter direktivets ikraftträdande, dvs. fram till 22 juni 2008: 
  
 Skall leveransavtal om gas med en berättigad kund inom en annan medlemsstats system inte förbjudas om kunden anses berättigad i bå- da systemen. 
  
 Kan kommissionen, med beaktande av situationen på marknaden och det gemensamma intresset, om kunden endast anses berättigad i ett av systemen, ålägga den vägrande parten att verkställa den begärda leve- ransen på begäran av den medlemsstat där den berättigade kunden befinner sig. 
  
 Tillämpning av reciprocitetsklausulens andra punkt, enligt ovan, skall kommissionen se över senast den 22 juni 2003 med hänsyn till mark- nadsutvecklingen och med beaktande av det gemensamma intresset. Kommissionen kommer därmed att göra en utvärdering och rapportera eventuell bristande jämvikt i öppnandet av gasmarknaderna. 
 Som framgått av avsnitt 8.4 tillåter direktivet att länderna öppnar si- na marknader till olika nivåer. Marknadsöppningen bestäms av artikel 18. En miniminivå är dock fastställd, innebärande att varje medlemsstat skall öppna minst 20 procent av sin gasmarknad från och med den 10 augusti 2000, minst 28 procent år 2003 och minst 33 procent år 2008. Öppningens storlek är vidare beroende av de berättigade kundernas marknadsandel. De berättigade kunderna anges av respektive medlems- stat. Vissa minimikrav är dock fastställda beträffande vilka kunder som inledningsvis skall vara berättigade. Om dessa kunder har en marknads- andel större än 30 procent har medlemsstaterna möjlighet att göra in- skränkningar. Den totala marknadsöppningen får inledningsvis i detta fall dock inte underskrida 30 procent. Fem år efter direktivets ikraftträ- dande får öppningen inte understiga 38 procent och efter tio år inte un- derstiga 43 procent. 
  
 228  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Medlemsstaterna skall vidare anpassa definitionen av berättigade kunder på ett balanserat sätt som inte skapar särskilda nackdelar för vis- sa kundtyper eller kundkategorier, vilket innebär att hänsyn skall tas till befintliga marknadsstrukturer. 
  
 8.5.2 
  
 Slutsatser 
  
 Konsekvensen av detta blir att olika grader av marknadsöppningar kommer att råda i medlemsstaterna när direktivet skall vara infört i au- gusti 2000. I extrema fall kan två medlemsstater, vilka gränsar till var- andra, ha gasmarknader som är öppna till 100 procent respektive 20 procent. Storbritannien har t.ex. redan i dag öppnat sin marknad totalt, dvs. till 100 procent. Detta innebär att gasproducenter och gasleverantö- rer i medlemsstaten med den mindre marknadsöppningen skulle kunna agera fullt ut i den andra medlemsstaten och där konkurrera på lika vill- kor med andra gasaktörer. Gasföretag i medlemsstaten med den större marknadsöppningen skulle däremot inte kunna agera fullt ut i den andra medlemsstaten och därmed inte heller kunna konkurrera på lika villkor med den andra statens gasaktörer. 
 Dessa förhållanden kan medföra bristande jämvikt vad gäller rättig- heter och skyldigheter mellan gasföretag i olika medlemsstater. Recipro- citetsklausulen syftar till att etablera en jämvikt mellan gasföretagen i olika medlemsstater. 
 Reciprocitetsklausulen skall användas i syfte att undvika bristande jämvikt i öppnandet av gasmarknaderna under de första 10 åren efter di- rektivets ikraftträdande, dvs. till augusti 2008. Den kan därför bara an- vändas av en medlemsstat med en större marknadsöppning gentemot en eller flera medlemsstater med en mindre marknadsöppning. Eftersom vi inte ännu vet öppningstakten i de olika länderna kan vi inte säkert säga vilka konsekvenserna blir för Sveriges del. Men av vad som hittills framkommit tyder det på att öppningen inledningsvis blir tämligen stor volymmässigt i Sverige (ca 59 procent) i förhållande till många andra länder. Vad som är viktigt att tänka på i detta sammanhang är dessutom att denna stora volymandel enbart består av 25 till 30 kunder, vilket gör att en obalans snabbt kan inträffa. 
 Om en viss kundkategori i en medlemsstat med en mindre mark- nadsöppning inte är berättigad, kan en medlemsstat med en större mark- nadsöppning förbjuda gasföretag från länder med den mindre mark- nadsöppningen att leverera gas till motsvarande kundkategori i medlems- staten med den större marknadsöppningen trots att kundkategorin i den- na medlemsstat är berättigad. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 229 
  
 Sverige kan, såsom ovan framgått, således använda reciprocitetsklau- sulen gentemot de länder som inte öppnar sina gasmarknader lika myck- et. Reciprocitetsklausulen tillämpas inte med automatik, utan förutsätter att landet med den större marknadsöppningen beslutar att använda klau- sulen mot ett specificerat land med mindre marknadsöppning. 
 Som exempel kan nämnas att Tyskland öppnar sin marknad till 100 procent och således inledningsvis får en större marknadsöppning än Caldwell. Danmark öppnar troligen sin marknad under Sveriges nivå. Detta innebär att tyska gasbolag kommer att kunna agera i Sverige utan att re- striktioner, ur aspekten marknadsöppning, blir aktuella medan danskarna får det svårare ur samma aspekt under förutsättning att Sverige beslutar att klausulen skall tillämpas gentemot Danmark. På motsvarande sätt kan svenska företag agera i Danmark men får det svårare i Tyskland, om Tyskland beslutar att klausulen skall tillämpas gentemot Sverige. 
  
 8.6 
  
 Kraftvärme 
  
 Av avsnitt 8.4 har framgått vilka kunder som åtminstone skall anges som berättigade kunder. En grupp är kunder som har gaseldad kraftproduk- tion, oberoende av årlig förbrukningsnivå. Det framgår dock också att medlemsstaterna, för att värna om jämvikten på elmarknaden, får införa ett tröskelvärde som inte får överstiga det som anges för andra slutför- brukare, för att kraftvärmeproducenter skall anses vara berättigade. 
 Innebörden av artikeln är inte helt uppenbar, inte heller vilka konsek- venser den kan få. Det finns därför anledning att analysera begreppet kraftvärme och i vilken mån jämvikten på elmarknaden kan komma att påverkas. 
  
 8.6.1 
  
 Inledning 
  
 El kan framställas ur rörelseenergi eller värmeenergi. Det är rörelse- energin som utnyttjas i vattenkraft- och vindkraftverk. 
 Värmeenergin utnyttjas i andra typer av energianläggningar. Värme kan omvandlas till el i olika typer av anläggningar. Grundprincipen är att vatten kokas till ånga, vilken driver en turbin som i sin tur driver en generator som producerar el. Ett annat sätt är att låta heta gaser från förbränning passera en gasturbin. Ett tredje sätt är att kombinera gastur- biner och ångturbiner i en anläggning. Sådana anläggningar kallas gas- kombianläggningar. Utöver dessa metoder kan el framställas med sol- celler och bränsleceller, där t.ex. naturgas eller vätgas kan användas. 
  
 230  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.6.2 
  
 Kraftvärme – el och värme 
  
 I ett kraftvärmeverk produceras både el och värme. I ett kraftvärmeverk utnyttjas ca 90 procent av bränslets energiinnehåll, vilket kan jämföras med kondensverkets verkningsgrad på ca 40 procent. Det är detta som är fördelen med kraftvärme jämfört med att generera el i kondenskraftverk (se nedan). Orsaken är att en större del av bränslets energiinnehåll ut- nyttjas tack vare att man samtidigt producerar både el och värme. Vär- men i form av hett vatten  
 (80–120 
  grader) används i fjärrvärmenäten. 
 I ett kraftvärmeverk kan man elda med olika typer av bränslen; na- turgas, kol, olja och biobränslen. Val av teknik och bränsle påverkar hur mycket el som kan produceras. 
 I ett kol- eller oljeeldat konventionellt kraftvärmeverk uppgår elpro- duktionen till ca 35 procent av den tillförda energin, 55 procent om- vandlas till värmeenergi och förlusterna uppgår till 10 procent (verkningsgrad således 90 procent). Fördelningen mellan el och värme bestäms av ångans tryck och temperatur samt kylvattentemperaturen. Högre tryck och temperatur, liksom kallare retur, ger mer el. 
 Figur 8.3 Utbytet i ett kol- eller oljeeldat konventionellt kraftvärmeverk 
  
 BRÄNSLE 
  
 El 35 % 
  
 Värme 55 % 
 Förluster 10 % 
 Höga tryck och temperaturer är lättast att nå med naturgas. Anledningen till detta är att naturgas och olja är renare bränslen än övriga fossila bränslen och biomassa. De övriga bränslena kan skapa materialproblem vid höga temperaturer. Naturgas klarar dessutom också lägre returtem- peraturer, vilket är en fördel i ångcykeln. Vidare är egenförbrukningen helt försumbar vid användning av naturgas som bränsle. För olja krävs däremot t.ex. pumpenergi och energi till varmhållning och sotblåsning. För fasta bränslen som kol och biobränsle erfordras energi för transpor- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 231 
  
 törer, sotblåsning m.m. Även rökgasförlusterna är lägst för naturgas, om inte rökgaskondensering används för biobränsle. 
 Gaskombianläggningar, där man använder både en gasturbin och en ångturbin för elgenerering, används för kraftvärmeproduktion med olja, gasol eller naturgas som bränsle. Med naturgas som bränsle uppgår el- verkningsgraden i dessa anläggningar till ca 50 procent. I nya stora na- turgaseldade anläggningar kan man komma upp i en elverkningsgrad på drygt 55 procent. Nedanstående figur visar schematiskt utbytet i en na- turgaseldad gaskombianläggning. 
 Figur 8.4 Utbytet i en naturgaseldad gaskombianläggning 
  
 BRÄNSLE 
  
 EL 50 % 
  
 Värme 40 % 
 Förluster 10 % 
 Utbyggnadspotentialen för kraftvärme är beroende av att det finns ett tillräckligt stort behov av värme på ett rimligt avstånd från anläggning- en. Kraftvärme finns i ca 30 kommuner i Sverige. På samma värmeun- derlag kan elutbytet nära nog fördubblas om man använder naturgas som bränsle i stället för t.ex. biobränsle. I dagsläget är inte värmeunderlaget begränsande för produktion av el från kraftvärme. Tillgängligt, men ej utnyttjat, värmeunderlag kan ge ca 20 TWh med måttlig användning av naturgas, medan en massiv naturgasutbyggnad kan ge ytterligare  
 5–10 
  TWh el. 
 Industriellt mottryck är en form av kraftvärme som används inom in- dustrin. I dessa anläggningar produceras både el och processånga för in- dustriella tillämpningar. Industriellt mottryck används främst inom pap- pers- och massaindustrin. 
  
 232  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 8.6.3 
  
 Värmekraft – el 
  
 Värmekraftverk är en samlingsbenämning på anläggningar som genere- rar elektricitet genom en värmeprocess. De olika typerna indelas efter olika grunder baserade på primärenergi, processen och produktionens in- riktning. 
 Produktionens inriktning förklaras av benämningarna kondenskraft- verk, där enbart el genereras, kraftvärmeverk där el och värme produce- ras samt industriellt mottrycksverk, som också enligt ovan producerar både el och värme. 
 Kondenskraftverk är en typ av värmekraftverk där ångan efter att ha passerat turbinen kondenseras (därav namnet) och återcirkuleras till pannan. De flesta stora värmekraftverk är av kondenstyp, även kraft- värmeverken. Det som i dagligt tal benämns kondenskraftverk, ger bara el och utnyttjar ca 40 procent av bränslets energiinnehåll. I nya naturga- seldade gaskombiverk närmar sig verkningsgraden 60 procent. 
 Processen att överföra värme till mekanisk energi är en annan indel- ningsgrund för värmekraft. Omvandlingen från värme till el kan ske på olika sätt. Följande anläggningar är olika typer av värmekraftverk: ång- kraftverk, dieselkraftverk, kraftverk med gasturbiner och gaskombiverk. 
 Slutligen kan indelningsgrunden vara efter typen av primärenergi, varvid man skiljer mellan kärnkraftverk, fossileldade kraftverk, biomas- sabaserade kraftverk och termiska solkraftverk. 
  
 8.6.4 
  
 Värmeverk – enbart värme 
  
 Värmeverk är en benämning på anläggningar som producerar värme. Ett värmeverk kan bestå av olika typer av produktionsanläggningar. De vanligaste är olika former av hetvattenpannor, som använder bränslen, elpannor och värmepumpar. 
  
 8.6.5 
  
 Slutsatser 
  
 De svenska naturgaskunder i dag som har kraftproduktion har samtidigt också värmeproduktion. Kunder med gaseldad kraftproduktion skall en- ligt direktivets artikel 18 anses vara berättigade kunder vid mark- nadsöppningen. Detta innebär att, oavsett årlig produktionsvolym, alla kunder med en naturgasbaserad elkraftproduktion kommer att vara be- rättigade kunder redan vid den första marknadsöppningen. De på detta sätt berättigade kunderna blir samtidigt berättigade till nättillträde för hela sin naturgasanvändning, dvs. både för el- och värmeproduktion. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 233 
  
 Detta kan få konsekvenser för dagens leverantörer som ofta inte har samma typ av take or  
 pay-kontrakt 
  med sina kunder som de har med sin naturgasleverantör, vilket kan leda till att dagens leverantör riskerar att inte få avsättning för sina kontrakterade gasinköp. Eftersom konkurren- sen ökar uppstår en prispress nedåt till nytta för kunden, samtidigt som nuvarande leverantörers resultat kan försämras. 
 Av direktivets artikel 18 (punkt 2) framgår att medlemsstater kan in- föra ett tröskelvärde för kraftvärmeproducenters tillträde till näten för att värna om jämvikten på elmarknaden. Den el som produceras i naturga- seldade kraftvärmeanläggningar uppgår i Sverige i dag till ca 0,7 TWh per år. Detta kan jämföras med Sveriges totala elproduktion på ca 140– 150 TWh per år. Någon risk för att naturgasbaserad kraft skulle störa jämvikten på den svenska elmarknaden, enligt direktivets mening, före- ligger därför inte inom överskådlig framtid. 
  
 8.7 
  
 Ekonomisk redovisning 
  
 8.7.1 
  
 Direktivet 
  
 I artiklarna 12 och 13 behandlas särredovisning samt insyn och öppenhet i bokföringen. 
 Av artikel 12 framgår att medlemsstaterna eller varje behörig myn- dighet de utser skall ha tillgång till naturgasföretagens bokföring enligt artikel 13, i den omfattning de behöver för att kunna utföra sina uppgif- ter. 
 Artikel 13 ger närmare regler för bokföringen hos naturgasföretagen. Medlemsstaterna skall vidta åtgärder för att säkerställa att bokföringen sker enligt följande punkter: 
  
 Naturgasföretag skall, oberoende av ägartyp eller juridisk form, upp- rätta, låta revidera och offentliggöra sin årsredovisning enligt de be- stämmelser i nationell rätt som avser årsräkenskaper i aktiebolag och som har fastställts i enlighet med rådets fjärde direktiv. 
  
 Integrerade naturgasföretag skall i sin interna bokföring, för att und- vika diskriminering, korssubventionering och snedvridning av kon- kurrensen, särredovisa verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas, och där så lämpligt, upprätta en samlad re- dovisning för aktiviteter utanför gassektorn, på det sätt som skulle ha krävts av dem om de aktuella aktiviteterna bedrivits i separata före- tag. Denna interna bokföring skall innehålla en balansräkning och en resultaträkning för varje aktivitet. 
  
 234  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 Företagen skall i sin interna bokföring ange de regler för fördelningen av tillgångar och skulder, utgifter och inkomster samt för avskriv- ningar som de följer vid upprättandet av den separata bokföring som anges i ovanstående punkt, utan att nationellt tillämpliga bestämmel- ser om bokföring åsidosätts. 
  
 Årsredovisningen skall i noter ange alla transaktioner av en viss storlek som har genomförts med anknutna företag. 
  
 Det är framför allt den andra punkten, dvs. integrerade naturgasföretag, som är av intresse i detta sammanhang. Av direktivets definitioner fram- går att med ett integrerat naturgasföretag avses ett vertikalt eller hori- sontellt integrerat företag. Ett vertikalt integrerat företag definieras som ett naturgasföretag som utför uppgifter inom två eller fler av områdena produktion, överföring, distribution, försörjning eller lagring av natur- gas. Med ett horisontellt integrerat företag avses ett företag som utför uppgifter inom minst ett av områdena produktion, överföring, distribu- tion, försörjning eller lagring av naturgas samt dessutom verksamheter utan anknytning till gas. 
  
 8.7.2 
  
 Konsekvenser 
  
 Utformningen av särredovisning kan påverka priser, konkurrens, effekti- vitet etc. Det är dock inte möjligt att på något säkert sätt analysera kon- sekvenserna eller effekterna av särredovisning. Effekterna kan variera efter t.ex. regelsystemets utformning, ägarförhållanden, marknadens struktur, graden av marknadsöppning och kontrollmyndighetens befo- genheter och kompetens. 
 En annan aspekt kan vara graden av särredovisning och dess utform- ning. Reglerna för ekonomisk redovisning är i och för sig tvingande, men de utgör samtidigt det minimikrav som ställs. Sverige har således möj- lighet att införa hårdare krav än vad som anges i direktivet. För att be- döma sådana aspekter är det dock värdefullt att bedöma varför regel- systemet överhuvudtaget behövs. Det kan också finnas anledning att pe- ka på några erfarenheter från andra länder. Ett närliggande exempel är också EG:s elmarknadsdirektiv som har en likartad utformning som na- turgasmarknadsdirektivet. 
 Varför särredovisning? 
 Det främsta motivet för att reglera ett naturligt monopol är att öka den ekonomiska effektiviteten. Som framgått av avsnitt 8.2 tenderar mono- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 235 
  
 polverksamhet att leda till för höga priser och för låg produktion. Även om en reglering leder till att det råder fri tillgång till nätet kan dock ett monopolföretag försöka hindra tillträde genom att ta ut för höga priser. De kan t.ex. försöka motivera dessa priser med att kostnaderna för att driva nätet är högre än de verkliga kostnaderna. För den reglerande myndigheten kan det vara svårt att värdera priserna om räkenskaperna för nätverksamheten är integrerade med monopolistens övriga räkenska- per. Det kan således vara mycket svårt att kontrollera om prissättningen för monopolverksamheten motsvarar eller leder till en effektiv verksam- het (det är vidare inte okomplicerat att konstruera tariffer som leder till en effektiv verksamhet, se avsnitt 8.3). 
 Ett monopolföretag kan även försöka påverka konkurrensen inom andra verksamhetsområden. Företaget kan t.ex. vara ett vertikalt integre- rat gasföretag och bedriva såväl monopolverksamhet som konkurrensut- satt verksamhet. En rörledning för naturgas kan, som tidigare framgått, betraktas som ett naturligt monopol. Detta behöver dock inte innebära att ägaren till nätet enbart bedriver överföringsverksamhet, dvs. trans- porterar gas till kunder. En ägare till ett rörledningsnät (stamledning) kan utföra ett flertal uppgifter eller funktioner. Det kan förutom överfö- ring av gas t.ex. vara fråga om produktion, lagring, handel och distribu- tion av gas. Vissa av dessa verksamheter kan bedrivas i konkurrens me- dan t.ex. överföringen som framgått ovan är en form av monopolverk- samhet. 
 I de fall verksamhet som har karaktären av ett naturligt monopol och konkurrensutsatt verksamhet bedrivs inom samma organisatoriska enhet, finns det en uppenbar risk att detta skapar konkurrensproblem. Ekono- miska överskott från monopolverksamheten kan användas för att sub- ventionera konkurrensutsatt verksamhet, s.k. korssubventionering. 
 I en sådan integrerad verksamhet är det komplicerat att analysera prissättningen. Det är som regel mycket svårt att försöka fastställa om överskott från monopolverksamheten används för att subventionera den konkurrensutsatta verksamheten. 
 Det är mot denna bakgrund som EG:s gasmarknadsdirektiv innehåller regler om särredovisning för integrerade naturgasföretag. I direktivets ingress anges att alla integrerade naturgasföretags bokföring bör sörja för en hög grad av insyn. Separat bokföring bör därför föras för olika verksamheter när det är nödvändigt för att undvika diskriminering, korsvis subventionering och annan snedvridning av konkurrensen. 
 Särredovisning utgör närmast ett standardförfarande vid omreglering av naturliga monopol som syftar till ökad konkurrens genom ett utökat tillträde till systemet. Särredovisning kan sägas existera på två nivåer (OECD, 1994). När systemen öppnas brukar normalt nätföretag som ett första steg åläggas att separera sin transportverksamhet från sin han- 
  
 236  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 delsverksamhet. Graden av särredovisning kan dock variera. EG:s gas- marknadsdirektiv innebär att integrerade naturgasföretag i sin  
 interna bokföring  
 skall särredovisa verksamhetsgrenarna överföring, distribution och lagring av naturgas. I andra sammanhang kan kraven vara hårdare. Det kan t.ex. ställas krav på att nätverksamheten skall bedrivas i ett sär- skilt bolag som inte får bedriva t.ex. produktion, handel eller lagring. I vissa fall kan det t.o.m. leda till separata ägarskap. När denna första fas av särredovisning införts kan det som ett andra steg bli aktuellt att dela upp transporttjänsten i olika komponenter, t.ex. överföring och lagring. 
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
 Den grad av särredovisning som bestäms i samband med att systemen öppnas kan få betydelsefulla konsekvenser för gasindustrins struktur. EG:s direktiv innehåller som ovan framgått endast regler om intern bok- föring, varför det även framdeles kommer att vara tillåtet med vertikalt integrerade naturgasföretag. 
 Av kapitel 3 har framgått att vertikal integration är relativt vanlig i Europa och i många fall ett resultat av statliga ingrepp i gasmarknaden. En sådan integration kan ha uppenbara fördelar för de inblandade före- tagen. Möjligheterna för t.ex. riskspridning är betydligt större än för ett enskilt företag. Om marginalerna krymper i en del av sektorn är det möj- ligt att öka marginalerna och avkastningen i en annan. Detta förutsätter i sig en stark marknadsmakt, vilket också tycks vara fallet i många länder i Europa. Om det vertikalt integrerade företaget har en stark marknads- makt kan det dock innebära negativa effekter för konsumenterna. Verti- kal integration kan i ett sådant fall innebära etablering av monopolmakt och överföring av monopolvinster från en del av marknaden till en an- nan. Om kunden däremot har möjlighet att välja mellan olika vertikala kedjor eller fristående företag begränsas de negativa effekterna. 
 En annan aspekt som förtjänar att uppmärksammas i samband med utformningen av den ekonomiska redovisningen är att risken för t.ex. korssubventionering också kan bero på omregleringens utformning. Ett förhållande som påverkar detta, och som diskuterats i avsnitt 8.4, är att risken för korssubventionering kan bero på graden av konkurrens vid gasförsäljningen. Gasmarknadsdirektivets regler för minimiöppning in- nebär att enbart större kunder får tillträde till nätet och kan välja leve- rantör. Det är i princip dessa större kunder som kan utnyttja den ökande konkurrensen för att få lägre priser, medan t.ex. hushållssektorn ställs utanför. I ett sådant läge är risken för korssubventionering större vid för- säljning av gas till stora kunder än vid försäljning till hushållen. Detta kan också innebära en press uppåt av priserna för de konsumentgrupper 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 237 
  
 som inte i praktiken kan köpa gas i konkurrens mellan olika leverantörer. Bilden är dock inte helt entydig, vilket redan framgått av avsnitt 8.4. 
 Det är svårt att finna några empiriska belägg för hur olika grader av särredovisning påverkar gasmarknaden och hur möjligheten till korssub- ventionering påverkas. Konkurrensen på gasmarknaden i Europa är, som tidigare framgått, relativt svag och tillträdet till näten har hittills varit begränsat (som framgått av kapitel 3 innebär dock den alternativkost- nadsprissättning som tillämpas att det råder konkurrens med andra bränslen, främst olja). Det är därför relativt svårt att finna exempel på länder där särredovisning införts, åtminstone där motivet har varit att undvika korssubventionering etc. och att underlätta tillträde. Storbritan- nien utgör emellertid ett exempel där gasmarknaden successivt avregle- rats och där kraven på särredovisning förstärkts. 
 Under  
 1980-talet 
  hade dåvarande British Gas m onopol på överföring, distribution och försäljning av naturgas. År 1986 privatiserades British Gas i befintlig form (i stället för i separata delar) och större kunder fick tillträde till systemet. Samtidigt bildades också en regleringsmyndighet som hade till uppgift att främja och/eller säkerställa konkurrens (Ofgas). Trots att villkoren för tillträde specificerades väl, utvecklades knappast någon konkurrens. I en undersökning 1988 konstaterades att företaget inte lyckats tillhandahålla adekvat information om transportkostnader och att kunder diskriminerades. British Gas ålades därför att publicera tariffer och upphöra att diskriminera kunder. Konkurrensen förblev dock svag. Konkurrensmyndigheten föreslog därför ytterligare åtgärder för att stärka konkurrensen. Kravet på att publicera tariffer behölls. British Gas gick vidare med att öppna en större del av marknaden till något mindre kunder. Företaget separerade också sin överförings- och lagringsverk- samhet från försäljningen av gas, och gick vidare med på att betalningen för dessa tjänster (för eget och andras behov) skulle baseras på icke- diskriminerande och öppna principer. År 1994 delades British Gas upp i fem affärsenheter. I samband med detta förstärktes separeringen av transport- och försäljningstjänsterna genom att transportdelen överfördes till ett administrativt fristående bolag. År 1997 delades British Gas upp i två fristående bolag. Rörledningssystemet och driften av detta placerades i ett bolag. I ett annat bolag placerades försäljning, service etc. (Barnett, 1994; BP Gas, 1998). 
 Sammanfattningsvis tog det drygt tio år innan privatiseringen av det brittiska gasmonopolet ledde fram till en organisatorisk uppdelning av de naturliga monopolet och övriga verksamheter. Huruvida detta påverkade priserna är svårt att avgöra. Många potentiella aktörer valde dock initialt att inte gå in på marknaden på grund av osäkerhet och bristande öppen- het. Risken för diskriminering ansågs för stor. De organisatoriska för- ändringar som successivt genomförts har emellertid ökat graden av öp- 
  
 238  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 penhet och minskat inslagen av diskriminerande principer. Antalet aktö- rer på marknaden har också ökat. 
 EG:s elmarknadsdirektiv 
 Naturgasmarknadsdirektivets bestämmelser om särredovisning följer i stort sett det regelsystem som anges i EG:s elmarknadsdirektiv. Kraven på bl.a. offentlighet och på vilka delar som skall särredovisas är emel- lertid högre i elmarknadsdirektivet. När det gäller t.ex. särredovisning anges att produktionen skall särredovisas. Någon motsvarande bestäm- melse finns inte i gasmarknadsdirektivet. 
 I samband med reformeringen av elmarknaden infördes dock mer långtgående regler i svensk lagstiftning än de som senare kom att införas i EG:s elmarknadsdirektiv. Enligt ellagen (1997:857) får en juridisk per- son som bedriver nätverksamhet inte bedriva produktion av eller handel med el. Syftet med denna uppdelning är bl.a. att minska risken för kors- 
 subventionering. Av regeringens proposition om Handel med el i konkur- rens (prop. 1993/94:162) framgår att: 
 Produktion av och handel med el kommer att vara konkurrensutsatt verk- samhet. Nätverksamhet är däremot ett naturligt monopol. För att minska risken för så kallad korssubventionering mellan produktion av och handel med el (elverksamhet) och nätverksamhet bör det ställas krav på att el- verksamhet och nätverksamhet bedrivs i skilda företag. 
 Ellagen föreskriver vidare att nätverksamhet ekonomiskt skall redovisas skilt från annan verksamhet. Regeln syftar till att skapa förutsättningar för en effektiv tillsyn av nätverksamhet. Av regeringens proposition (prop. 1993/94:162) framgår att 
 Nätverksamhet utgör ett naturligt monopol. Det är därför viktigt att skapa sådana förutsättningar att nätägaren bedriver verksamheten rationellt och effektivt. Tillsynen över nätverksamheten är en viktig myndighetsuppgift. Bland annat för att skapa förutsättningar för en effektiv tillsyn bör det ställas krav på den som innehar nätkoncession att ekonomiskt redovisa nätverksamheten åtskild från annan verksamhet. Genom en långtgående särredovisning minskas också riskerna för korssubventionering. 
 Tillsynsmyndighet är Statens energimyndighet. Föreskrifter om redovis- ning av nätverksamhet redovisas närmare i förordningen ( 1995:1145) om redovisning av nätverksamhet och i myndighetsföreskrifter. 
 Det har genomförts ett par studier för att analysera graden av kors- subventionering på den svenska elmarknaden. En begränsning är att stu- dierna har genomförts endast kort tid efter omregleringen av elmarkna- den. Resultaten bör därför tolkas med försiktighet. 
  
 SOU 1999:115  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 239 
  
 NUTEK (1996) pekade nio månader efter elmarknadsreformen på att det i många fall endast gjorts en formell uppdelning av nät- och elhan- delsverksamheten. Det fanns också en uppenbar risk för korssubventio- nering i samband med nätföretagens inköp av el för att täcka nätförluster (se nedan). 
 Konkurrensverket redovisade i slutet av 1996 att reglerna för organi- sation av el- och nätverksamheten gav möjlighet för företagen att i stor utsträckning välja hur nätverksamheten i praktiken organiseras (Konkurrensverket, 1996). I praktiken bedrevs ofta nätverksamheten t ill- sammans med elhandelsverksamhet. Med detta följde enligt verket kon- kurrensproblem som orsakades av bristande förutsättningar för att kunna korrekt avgränsa och redovisa alla kostnader för nätverksamheten. Enligt Konkurrensverket var det angeläget att komplettera berörda lagregler i syfte att så långt som möjligt hindra att nätverksamhet drivs tillsammans med andra verksamheter. En sådan komplettering kunde även kräva att de funktioner som tillhör nättjänsten preciserades. Verket föreslog vidare att det borde införas särskilda redovisningsregler som bl.a. skulle klargö- ra vilka kostnader som hör till nätverksamhet samt vilka redovisning- sprinciper och kostnadsverifieringar som skulle gälla. I en senare rapport har Konkurrensverket (1998) pekat på att risken för korssubventionering etc. kvarstår. 
 Nätmyndigheten fick 1997 i uppdrag av regeringen att bl.a. analysera risker för korssubventionering, utreda om gällande regler ger tillfreds- ställande skydd mot korssubventionering och mot att förluster i elhan- delsföretag drabbar nätföretag, samt att föreslå eventuella regelskärp- ningar (Nätmyndigheten, 1997). 
 Resultaten av studien 
 12  
 visar att de flesta nätföretag ingår i en kon- cern med ett elhandelsföretag, att den el som behövs för att ersätta ener- giförluster i näten – s.k. förlustel – oftast köps från ett elhandelsföretag i den egna koncernen, att hälften av elhandelsföretagen inte har egen per- sonal, att mer än hälften av elhandelsföretagen upphandlar merparten av de tjänster som förbrukas i företaget från ett närstående nätföretag, samt att en dryg fjärdedel av nätföretagen ställt säkerheter av olika slag för det konkurrensutsatta elhandelsföretagets ekonomiska förpliktelser. Un- dersökningsresultaten bekräftade i allt väsentligt Nätmyndighetens erfa- renheter av korssubventionering. 
 Enligt Nätmyndigheten fanns många kopplingar och transaktioner mellan nätföretag och elhandelsföretag, som möjliggjorde eller underlät- 
  
 12  
 Studien genomfördes i form av en intervjuundersökning med ledande per- soner i nät- och elhandelsföretag. Undersökningspopulationen utgjordes av sammanlagt 223 verkställande direktörer eller ekonomichefer. Svarsfrekven- sen uppgick till 73 procent. 
  
 240  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 tade subventioner av elhandeln på bekostnad av nätmonopolen eller dess kunder. Det var inom ramen för studien inte möjligt att utreda omfatt- ningen av korssubventionering. Beträffande förlustel drogs dock slutsat- sen att elhandelsföretagen under 1996 subventionerades med mellan 150 och 200 miljoner kronor. 
 Nätmyndigheten bedömde att tiden inte var mogen för några genom- gripande förändringar av regelverket. I första hand ansågs informations- och utbildningsinsatser nödvändiga. Myndigheten lämnade dock ett antal förslag som i framtiden skulle kunna övervägas. Det gällde bättre sank- tioner direkt riktade mot klara fall av korssubventionering och att sär- skilda regler om upphandling av förlustel borde utredas närmare. Vidare föreslogs ett förbud mot att säkerheter ställs av nätföretag för elhandels- företags räkning och att en regel om straffavgift vid försenade eller ofullständiga årsrapporter borde övervägas. 
 Nätmyndighetens studie behandlades i regeringens proposition om genomförande av elmarknadsdirektivet (prop. 1997/98:159). Enligt rege- ringens bedömning borde inte genomgripande förändringar av regelver- ket genomföras mot bakgrund av att elmarknadsreformen ännu inte fått fullt genomslag i elbranschen. Enligt propositionen bemyndigades dock Nätmyndigheten att utdöma avgift vid försenad eller felaktig årsrapport för nätverksamhet, och nätföretagen ålades att till Nätmyndigheten redo- visa garantier, borgensåtaganden etc. till förmån för närstående juridiska personer. Nätmyndighetens förslag i övrigt skulle utredas närmare. 
 Rodriguez m.fl. (1999) pekar i sin studie för utredningen på att EG:s elmarknadsdirektiv föreskriver att produktion och distribution skall se- pareras från transmission. Samtidigt betraktas distribution som en integ- rerad verksamhet där såväl drift av lokala nät som försäljning till slut- kund ingår. I den svenska ellagen krävs emellertid att drift av lokala nät och försäljning till slutkund bedrivs i skilda bolag. Följden har blivit att drift av de lokala distributionsnäten i praktiken kommit att betraktas som en annan verksamhet än drift av transmissionsnät. Från ekonomisk syn- punkt finns det emellertid ingen anledning att göra en sådan distinktion. I båda fallen rör det sig om naturliga monopol som bör separeras från konkurrensutsatt verksamhet. Enligt Rodriguez m.fl. finns det mot denna bakgrund ingen anledning att i lagstiftningen om naturgasmarknaden gö- ra någon åtskillnad mellan överföring och distribution. Båda bör vara separerade från konkurrensutsatt verksamhet, men inget borde hindra ett naturgasföretag att se överföring och distribution som en integrerad verksamhet. Det kan i själva verket finnas ekonomiska fördelar med en sådan integration. 
 Rodriguez m.fl. (1999) redovisar också några andra aspekter på särre- dovisning och uppdelning i skilda bolag. Enligt studien är det mycket som tyder på att uppdelningen i skilda bolag underlättar köp och försälj- 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 241 
  
 ning av respektive verksamhet och därmed en produktivitetshöjande strukturell omvandling av elbranschen. Denna omvandling kan på sikt innebära att det till stor del blir olika huvudägare av företag med mono- polverksamhet och företag med konkurrensutsatt verksamhet. Slutsatsen är därför att kravet på skilda bolag skapar bättre förutsättningar för en dynamisk utveckling i branschen, men för att korssubventionering och andra typer av konkurrensbegränsning skall kunna förhindras måste kra- ven på separat ledning och separata tillgångar vara högt ställda. 
  
 8.7.3 
  
 Slutsatser 
  
 Sammanfattningsvis förefaller det vara relativt komplicerat att förhindra eller försvåra korssubventionering via särredovisning. Detta kan vara svårt även om det ställs krav på att monopolverksamhet och konkur- rensutsatt verksamhet skall bedrivas i skilda företag. Inom t.ex. den svenska elmarknaden visar studier att s.k. korssubventionering kan före- komma. Detta trots att en juridisk person som bedriver nätverksamhet inte får bedriva produktion av eller handel med el. 
 Det är inte möjligt att i detalj ange vilka förutsättningar som skall va- ra uppfyllda för att särre dovisning skall fungera. Ett grundproblem är förekomsten av asymmetrisk information mellan tillsynsmyndigheten och företaget, dvs. att den sistnämnde är betydligt bättre informerad än den förstnämnde. För att detta skall fungera acceptabelt krävs sannolikt att de funktioner som skall tillhöra överföringsverksamheten preciseras väl. Det ställs också krav på redovisningsprinciper, kostnadsverifiering och en väl fungerande tillsynsmyndighet. Den senare måste vidare ha rimliga befogenheter och sanktionsmöjligheter. Om sådana förhållanden är upp- fyllda, och givet att nätverksamhet och konkurrensutsatt verksamhet kan hållas isär, finns det från konkurrenssynpunkt sannolikt ingen väsentlig skillnad mellan gasmarknadsdirektivets krav på särredovisning och skil- da bolag. 
 Andra former kan t.ex. vara åtgärder som leder till ägarmässig sepa- ration av överföring och handel med naturgas. 
 Samtidigt bör det beaktas att legal avgränsning av överföringsverk- samheten, dvs. en tvingande regel för att överföringsverksamheten skall samlas inom en juridisk person, kan vara förenad med betydliga kostna- der. Det kan t.ex. gälla bortfall av olika samordningsfördelar, även om det inte är helt uppenbart att så skett på elmarknaden i Sverige. Kostna- derna kan bli än större vid ägarmässig separation. Rodriguez m.fl. (1999) pekar också på att långtgående krav på separering skulle kunna vara ett hinder för framväxten av en större naturgasmarknad i Sverige. En po- tentiell investerare i infrastruktur måste under alla förhållanden göra en 
  
 242  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet 
  
 SOU 1999:115 
  
 analys av efterfrågan på naturgas i de områden som kan nås med den planerade rörledningen. Vid krav på ägarmässig åtskillnad tillkommer att det i praktiken föreligger ett förbud för ägaren av infrastrukturen att även driva försörjningsföretag. Den som planerar att göra investeringar i infrastruktur är därför beroende av att andra skall bygga upp den mark- nadsförings- och försäljningsorganisation som krävs för att exploatera den potentiella efterfrågan på naturgas. Detta är en osäkerhetsfaktor som sannolikt förhindrar, eller åtminstone begränsar, investeringar i in- frastruktur för denna energiform. Vid en ordning med skilda bolag utan ägarrestriktioner föreligger inte dessa problem. 
 Marknadens storlek och struktur är dock också faktorer som måste beaktas. Som framgått av kapitel 4 karakteriseras marknaden i Sverige av ett fåtal aktörer, med en särställning för Vattenfall Naturgas AB som ensam importör. Företaget säljer 97,5 procent av gasen till tre större kunder. Av distributörerna är Sydgas AB störst och levererar ca 75 pro- cent av gasen i Sverige. Behovet av särredovisning förefaller i nuvarande marknadsläge att vara mest accentuerat på distributionssidan. 
  
 8.8 
  
 Olika former av undantag 
  
 8.8.1 
  
 Direktivet 
  
 Naturgasmarknadsdirektivet kan medge tre olika former av undantag från reglerna om tillstånd för uppförande eller drift av naturgasanlägg- ningar (artikel 4), marknadsöppning (artikel 18) och direktledningar. Undantagen gäller överföringsledningar och inte distributionsledningar och är följande. 
  
 1. 
  
 Medlemsstater som inte är direkt anslutna till det sammankopplade systemet i någon annan medlemsstat och som endast har en extern huvudleverantör. En leverantör med en marknadsandel på mer än 75 procent skall betraktas som en huvudleverantör. Undantaget upphör automatiskt när ett eller flera av dessa villkor inte längre gäller. 
  
 2. 
  
 En medlemsstat som uppfyller villkoren för att betecknas som en framväxande marknad och som på grund av genomförandet av detta direktiv skulle få allvarliga problem som inte har något samband med avtalsenliga take or  
  
 pay-åtaganden 
  (som avses i artikel 25). Med framväxande marknad avses en medlemsstat i vilken den första kommersiella leveransen enligt det första långsiktiga avtalet för na- turgasleveranser genomfördes för inte mer än tio år sedan. Undanta- get upphör automatiskt när medlemsstaten inte längre uppfyller v ill- koren för att betecknas som en framväxande marknad. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 243 
  
 3. 
  
 Om genomförandet av detta direktiv skulle orsaka allvarliga problem inom ett geografiskt begränsat område i en medlemsstat, i synnerhet när det gäller att utveckla infrastrukturen för överföring, och när syftet är att uppmuntra investeringar, kan medlemsstaten ansöka hos kommissionen om ett tillfälligt undantag. 
  
 Dessutom får naturgasföretag vägra tillträde till systemet på grund av bristande kapacitet, eller om tillträde till systemet skulle hindra dem från att utföra de allmännyttiga tjänster som åläggs dem (se avsnitt 8.2), eller på grundval av allvarliga ekonomiska och finansiella problem med take or  
 pay-avtal 
  (se avsnitt 8.3). 
  
 8.8.2 
  
 Den svenska marknaden 
  
 Svenska möjligheter till undantag 
 För svensk del är möjligheterna till undantag begränsade. Vi är redan di- rekt anslutna till det sammankopplade systemet och uppfyller inte villko- ren för att betraktas som en framväxande marknad. Punkterna 1 och 2 är därför inte tillämpliga. 
 Vi har däremot möjlighet att ansöka om ett tillfälligt undantag enligt punkt 3 ovan. Kommissionen kan bevilja undantag med beaktande sär- skilt av följande kriterier. 
  
 Behovet av investeringar i infrastrukturen som inte skulle vara eko- nomiskt lönsamma att genomföra på en konkurrensutsatt marknad. 
  
 Nivån på och avkastningsmöjligheterna för de investeringar som krävs. 
  
 Gassystemets storlek och utvecklingsnivå i det berörda området. 
  
 Utsikterna för den berörda gasmarknaden. 
  
 Det berörda områdets eller den berörda regionens geografiska ut- bredning och beskaffenhet. 
  
 Socioekonomiska och demografiska faktorer. 
  
 Undantag får medges endast om ingen infrastruktur för gas har anlagts i detta område, eller om en sådan har anlagts för mindre än tio år sedan. Det tillfälliga undantaget får inte utsträckas till längre än tio år efter det att gas först levererades till området. 
 Slutsatser 
 I Sverige finns det, som tidigare framgått, endast en utbyggt infrastruk- tur för gas i de södra delarna av landet. Investeringar i övriga delar av 
  
 244  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 SOU 1999:115 
  
 landet är beroende av kommersiella investeringsbeslut av företag som är beredda att ta risken att leverera gas till sådana regioner. 
 Transport av gas kräver omfattande investeringar i infrastruktur, i form av rör. Som framgått av kapitel 3 och avsnitt 8.3 förutsätter sådana investeringar bl.a. betydande och långsiktigt stabila avsättningsmöjlig- heter. Det är nödvändigt att säkra stora delar av slutmarknaden innan en investering görs (behöver dock inte vara en uppgift för investeraren). Risken finns annars att aktörerna inte får tillräckligt stora försälj- ningsvolymer. Omfattande och långsiktiga kontrakt har därför ansetts utgöra en viktig förutsättning för att garantera avkastning på de stora in- vesteringarna. 
 Stora nya investeringar i gasinfrastruktur riskerar att inte bli lön- samma i den typ av konkurrensutsatt marknad som kan tänkas uppstå när gasmarknadsdirektivet genomförs. Öppnas marknaden blir det san- nolikt inte möjligt att teckna långsiktiga kontrakt enligt tidigare modeller eller i samma utsträckning. Det är mot denna bakgrund som undantaget införts i direktivet, dvs. för att uppmuntra nya investeringar i områden som inte tidigare varit försörjda med gas. 
 Av kapitel 5 har framgått att det pågår ett par studier om en utbygg- nad av naturgasnätet i Sverige. Det gäller Nordic Gas Grid och North Transgas Oy (som framgått av kapitel 4, analyserar Sydgas AB en ut- byggnad av det befintliga nätet mellan Hyltebruk och Jönköping). En förutsättning för att t.ex. Nordic Gas Grid skall genomföras är bl.a. att aktörerna kan teckna långsiktiga kontrakt och därmed ges möjlighet till undantag från gasmarknadsdirektivets krav på marknadsöppning. 
 Det är uppenbart att ett sådant undantag kan få negativa effekter på konkurrensen. Som tidigare framgått kan rörledningsnätet betraktas som ett naturligt monopol. Vid monopolsituationer finns det alltid en risk för att monopolmakten kan missbrukas. Ett eventuellt undantag är dock tidsbegränsat till tio år, varför de mer långsiktiga konsekvenserna är svå- ra att bedöma. En annan faktor som bör vägas in är den alternativkost- nadsprissättning som tillämpas, dvs. att gaspriset är beroende av prisut- vecklingen för andra bränslen (se kapitel 3). 
 Undantaget leder som ovan nämnts till en temporär begränsning av konkurrensen på naturgasmarknaden och syftar till att minska den eko- nomiska risken i uppbyggnaden av infrastruktur för naturgas. Rodriguez m.fl. (1999) pekar dock på att den aktuella risken i första hand kan hänga samman med osäkerhet beträffande efterfrågan på naturgas i om- rådet i fråga. Efterfrågan på energi uppvisar en låg priskänslighet, men priskänsligheten i efterfrågan på enskilda energislag, t.ex. naturgas, är ofta hög. Anledningen är att de olika energislagen är nära substitut för varandra, särskilt inom storskalig värmeproduktion. Relativprisföränd- ringar mellan olika energislag på den svenska energimarknaden beror 
  
 SOU 1999:115 
  
 Några konsekvenser av naturgasmarknadsdirektivet  
 245 
  
 ofta på förändringar i de internationellt bestämda priserna på energisla- gen i fråga. Förändringarna i de olika energislagens marknadspriser be- ror emellertid lika ofta på förändringar i beskattningen. Detta innebär att osäkerheten om den framtida efterfrågan på naturgas i hög grad beror på osäkerhet om den framtida beskattningen av naturgas jämfört med be- skattningen av andra energislag. 
 Rodriguez m.fl. (1999) redovisar också att undantagsregeln kan gynna vertikalt integrerade naturgasföretag till nackdel för företag med en an- nan struktur på sin verksamhet. Nätverksindustrier har traditionellt byggts upp av vertikalt integrerade statliga företag. Det har emellertid skett under tider då kapitalmarknaden varit betydligt mindre utvecklad än den är i dag. Den välutvecklade kapitalmarknaden gör att det i dag kan finnas andra möjligheter att bygga upp separata infrastrukturföre- tag. Till detta kommer att det på elmarknaden finns separata nätföretag som, i den utsträckning de skulle vara lämpliga investerare på naturga- sområdet, kan missgynnas av en regel som ger vertikalt integrerade na- turgasföretag ett försteg. 
 Om undantagsregeln skulle tillämpas finns det enligt Rodriguez m.fl. (1999) skäl att redan från början planera för den avreglering av de aktu- ella regionala naturgasmarknaderna som efter tio år skulle äga rum då direktivets regler om berättigade kunder skulle börja tillämpas. Det kan exempelvis finnas skäl att motverka kontraktsformer som gör att många kunder efter tioårsperiodens slut är uppbu ndna av mycket långsiktiga åtaganden. Det finns annars en risk för att den temporära undantagsre- geln gör att den svenska naturgasmarknaden under lång tid kommer att bestå av ett antal regionala monopolmarknader. 
 Det bör poängteras att det inte är svenska myndigheter som beslutar om undantag. Ett sådant beslutas av kommissionen efter ansökan av medlemsstaten. 
  
 SOU 1999:115 
  
 247 
  
 9 
  
 Pågående arbete i några andra länder  
  
 1 
  
 Naturgasmarknadsdirektivet skall genomföras i medlemsstaterna senast den 10 augusti 2000. I flertalet av länderna har detta arbete inte slut- förts, utan det pågår ett arbete för att anpassa lagstiftningen på natur- gasområdet till direktivet. Mot bakgrund av detta är det för närvarande i de flesta fall inte möjligt att redovisa några slutgiltiga ställningstagan- den. 
 Det är emellertid viktigt för svensk del att analysera hur arbetet ut- vecklas i våra grannländer och i länder som kan anses ha särskild bety- delse för den svenska gasmarknaden. Vi redovisar därför utvecklingen i ett urval av dessa länder: Danmark, Finland, Norge, Storbritannien och Tyskland. 
 Det är nödvändigt att hålla i minnet att länderna har mycket olika po- sitioner. Vissa av dem är nettoexportörer av naturgas, andra importerar gas. I vissa länder är gasmarknaden redan mogen, medan den i andra länder är mindre utvecklad. Vissa länder använder naturgas för stora delar av sin kraftproduktion, medan andra inte gör det. Sådana olikheter kan påverka utformningen av den kommande lagstiftningen. 
  
 9.1 
  
 Danmark 
  
 9.1.1 
  
 Marknad 
  
 2 
  
 Danmark har en väl utvecklad gasmarknad med en utbyggd infrastruktur och egen gasutvinning. Utvinningen av gas påbörjades 1972, men gas började föras i land först 1984. Etableringen av den danska marknaden har skett genom en betydande offentlig styrning och ett skattemässigt gynnande av naturgasen. 
  
 1 
  
 Kapitlet behandlar förhållanden som var kända i augusti 1999. 
  
 2 
  
 Avsnitt 9.1.1 och 9.1.2 bygger på Dangas (1999) och DONG (1998a). 
  
 248  
 Pågående arbete i några andra länder  
 SOU 1999:115 
  
 Danmark är för närvarande självförsörjande vad beträffar naturgas. Gasen produceras i den danska delen av Nordsjön och transporteras via överföringsledningar (transmissionsledningar) till land, och vidare ut i landet till förbrukare och till export. Det danska systemet är samman- kopplat med det tyska (och det svenska) och därmed med det europeiska systemet (se Figur 2.7 i kapitel 2). 
 År 1997 producerades 6,6 m iljarder m 
 3  
 gas, vilket innebär att pro- duktionen ungefär tiodubblats sedan 1984. Närmare 3 m iljarder m 
 3  
 ex- porterades till Tyskland (2,1) och Sverige (0,9). På den danska markna- den såldes ca 3,6 miljarder m  
 3  
 gas, vilket motsvarar ca 20 procent av energitillförseln i Danmark. 
 Ungefär 26 procent av försäljningen avsåg hushåll och mindre kunder (totalt ca 280 000), ca 29 procent industrier och industriell kraftvärme, ca 35 procent fjärrvärme och lokal kraftvärme samt ca 10 procent cen- tral kraftvärme. Direkt eller indirekt försörjs ca 1,8 miljoner danskar med värme som baseras på naturgas och omkring 25 procent av Dan- marks elproduktion är naturgasbaserad. 
 Av kapitel 8 har framgått att Owens gasreserver är relativt be- gränsade och endast räcker i ca 15 år med nuvarande produktionstakt. Efter 2005 kommer den inhemska produktionen att minska successivt och 2010 kommer importbehovet att motsvara ca hälften av efterfrågan. Det pågår därför förhandlingar med möjliga nya leverantörer. 
  
 9.1.2 
  
 Aktörer 
  
 För den danska produktionen av naturgas svarar Dansk Undergrunds Consortium (DUC),  
 Statoil-gruppen 
  och Moreno  
 Hess-gruppen. 
  Mer- parten, eller ca 90 procent, av gasen utvinns av DUC. 
 Den danska marknaden kan i hög grad karaktäriseras som en mono- polmarknad. DONG Naturgas A/S, som är ett dotterbolag till det statli- ga DONG, köper all gas som produceras i den danska delen av Nord- sjön. Naturgasen transporteras genom egna anläggningar till land. På den danska marknaden säljer DONG Naturgas A/S naturgas till fyra kommunalt ägda regionala distributionsbolag (det femte kommunala bolaget övertogs av DONG den 1 juli 1999) samt till Köpenhamns och Fredriksbergs kommuner. Tillsammans med de regionala distributions- bolagen säljer DONG Naturgas A/S naturgas till stora industrikunder och till lokala kraftvärmeverk. Dessutom säljer DONG Naturgas A/S gas till centrala kraftvärmeverk samt exporterar till Tyskland och Sveri- ge. 
 DONG Naturgas A/S har ensamrätt att transportera och vidareför- sälja gas till de kunder som nämnts ovan, dvs. i princip den danska 
  
 SOU 1999:115 
  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 249 
  
 marknaden. DONG Naturgas A/S äger vidare Danmarks två lager för naturgas. De fem regionala distributionsbolagen har monopol på mark- naderna inom sina regionala områden när det gäller villakunder, mindre kraftvärmeverk och verksamheter, dvs. de kunder som inte omfattas av DONG naturgas A/S försäljning. 
  
 9.1.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet 
  
 Arbetet med att genomföra gasmarknadsdirektivet i Danmark har på- börjats inom Energistyrelsen och förväntas vara klart i slutet av 1999. Ett lagförslag kommer att redovisas i början av 2000. 
 Det är således inte möjligt att redovisa hur Danmark rent konkret kommer att agera. 
 Utredningen har besökt Danmark och diskuterat direktivet med repre- sentanter för Energistyrelsen och DONG. Utifrån detta och vissa offent- liga dokument 
 3  
 är det möjligt att redovisa mer allmänna synpunkter. 
  
 Tillträdesform till näten är inte bestämd, men en allmän 
  
 uppfattning 
  
 från t.ex. DONG är att förhandlat t illträde bör eftersträvas. 
  
 Enligt beräkningar av DONG leder direktivets definition av vad som åtminstone skall anses som berättigade kunder till en öppning av marknaden med 64 procent när direktivet träder i kraft. År 2003 ökar marknadsöppningen till 70 procent och 2008 till 72 procent. 
  
 Det läggs dock vikt vid att öppningen av den danska gasmarknaden sker på ett balanserat sätt och inte går längre än vad direktivet krä- ver. Detta hänger samman med att den danska gassektorn har en mycket stor skuldbörda, vilket gör den utsatt för konkurrens. I enlig- het med direktivet kan marknadsöppningen initialt begränsas till 30 procent, vilket är relevant för Danmark (omfattar ca 15 stora kun- der). 
  
 Öppningen bör inte omfatta de regionala gasbolagen. Så länge som de mottar statsstöd är detta inte tänkbart. Därtill kommer att det är vik- tigt att DONG Naturgas A/S kan leva upp till förpliktelserna i de ta- ke or  
  
 pay-kontrakt 
  som är slutna med DUC. Dessa kontrakt slöts när DONG Naturgas A/S hade ensamrätt att leverera gas till de regionala gasbolagen. 
  
 I vilken takt öppningen av den danska marknaden kommer att ske är bl.a. avhängigt tempot i de andra  
  
 EU-länderna. 
  Det är inte menings- fullt att ge danska kunder större möjligheter att köpa gas i utlandet än 
  
 3  
 T.ex. miljö- och energiministerns svar på frågor i Folketingets energipolitis- ka utskott den 10 februari 1999. 
  
 250  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 SOU 1999:115 
  
 direktivet kräver, om inte DONG Naturgas A/S har motsvarande möjligheter att sälja naturgas utanför Danmark. Öppningen av den danska marknaden skall därför ske i takt med att andra  
 EU-länder 
  öppnar sina marknader. 
 Det kan vidare påpekas att det pågår en omstrukturering av den danska gassektorn. Den nuvarande strukturen anses inte ändamålsenlig och det beräknas vara förenat med betydande vinster att etablera en enhetlig struktur. Mot bakgrund av detta planerade staten tidigare att köpa de fem regionala distributionsbolagen, men fyra av dessa har avböjt erbju- dandet. Senare förhandlingar har lett till att två av de regionala distribu- tionsbolagen förblir i kommunal ägo och får behålla vissa garantier vad gäller intäktsutveckling etc. (för de två återstående bolagen har ingen lösning presenterats). Vissa av bolagens industrikunder kommer dock som motprestation att överföras till DONG Naturgas A/S. 
 Enligt DONG:s redogörelse till Folketinget är företaget positiv till li- beraliseringen av marknaden. Gasmarknadsdirektivet ger dock inte i sig självt en garanti för likartade konkurrensvillkor. Direktivet fastställer enbart övergripande ramar och det är upp till nationella myndigheter att organisera konkurrensen i de enskilda länderna. För DONG är det a vgö- rande att marknadsöppningen inte förhindrar företaget att sälja de gas- mängder som är köpta via take or  
 pay-kontrakt. 
  En reell konkurrens för- utsätter att det samtidigt skapas lika villkor för köp av gas från många oavhängiga producenter och samma möjlighet att sälja gas på markna- den i såväl Danmark som i utlandet (DONG, 1998a). 
 I detta sammanhang kan det också nämnas att DONG har utarbetat en ny strategi för koncernen ( DONG, 1998b). Detta har bl.a. skett mot bakgrund av de omfattande förändringar av energisektorn som kan för- väntas av liberaliseringen av el- och gasmarknaderna. När det gäller naturgas är strategin kortfattat följande: 
  
 DONG skall försöka att behålla en marknadsandel på 80 procent vad gäller naturgasförsörjningen till Danmark. 
  
 DONG skall försöka att behålla en position som exportör av naturgas till de tyska och svenska marknaderna. 
  
 DONG skall försöka att behålla en marknadsandel på 100 procent på gasbehandling, transmission (inklusive transport av naturgas genom Danmark) och lagring av naturgas i Danmark. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 251 
  
 9.2 
  
 Finland 
  
 4 
  
 9.2.1 
  
 Marknad 
  
 Den finska naturgasmarknaden har utvecklats under de senaste 25 åren. Naturgasen importeras från fälten i Västsibirien i Ryssland, ca 3 500 kilometer från Finland. Landet saknar för närvarande andra importalter- nativ än Ryssland. Naturgasnätet har successivt byggts ut och uppgår nu till ca 900 kilometer överföringsledning (högtrycksledning) och ca 1 000 kilometer distributionsledning. Nätet täcker de södra och sydöstra delar- na av landet (nätet framgår av Figur 2.7 i kapitel 2). Gasnätet har byggts ut relativt kraftigt under senare år. Grunden för denna utbyggnad är ett nytt tjugoårigt importavtal som slöts med Ryssland 1994. 
 Sedan 1974 har konsumtionen åttad ubblats. År 1998 importerades närmare 4 miljarder m  
 3  
 gas (39 TWh), vilket motsvarar ca 11 procent av den totala energitillförseln i Finland. I de kommuner som nås av natur- gasnätet är gasens andel av energiförbrukningen ungefär en tredjedel. 
 Totalt finns det drygt 34 700 gaskonsumenter i Finland. Merparten av dessa (ca 34 600) är relativt små kunder som svarar för mindre än 5 procent av konsumtionen. Huvuddelen av gasen, eller drygt 70 procent, används för kraftgenerering i större industrier och kraftvärmeverk. 
  
 9.2.2 
  
 Aktörer 
  
 Den finska naturgasmarknaden karakteriseras av ett fåtal aktörer, med en särställning för Gasum Oy. Företaget är den helt dominerande aktören på marknaden och svarar för importen och marknadsföringen av natur- gasen. Gasum äger överföringsledningen (transmissionsledningen) och svarar för drift, underhåll och utbyggnad av systemet. Företaget säljer gas till större slutkunder och distributionsbolag (varav två ägs av Gasum Oy). 
 Gasum Oy ägdes tidigare av Fortum Oy (75 procent) och RAO Gaz- prom (25 procent). Kommissionen har dock inte godkänt att Fortum, som ägs till 75 procent av finska staten, är majoritetsägare i Gasum Oy mot bakgrund av företagets dominerande ställning inom energisektorn i Finland. Fortum har därför nyligen sålt 50 procent av aktiekapitalet till finska staten (24 procent), Ruhrgas (20 procent) och ett konsortium be- stående av tre företag (6 procent). 
  
 4  
 Avsnittet bygger på Fortum (1999), Gasum (1998), Finnish Natural Gas As- sociation (1998) samt samtal med tjänstemän vid Näringsdepartementet och Fortum. 
  
 252  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 SOU 1999:115 
  
 Totalt finns det 42 lokala distributörer i Finland som köper gas från Gasum Oy. Dessa är dock mycket små. 
 I praktiken råder ett renodlat monopol eftersom Gasum Oy har en- samrätt till import och har rätt att neka andra aktörer tillträde till nätet. 
  
 9.2.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet 
  
 I Finland har regeringen och parlamentet inte tagit ställning till EG:s gasmarknadsdirektiv. En arbetsgrupp har däremot utarbetat ett förslag som regering och parlament kommer att ta ställning till i höst. 
 Enligt direktivet har Finland möjlighet att inte öppna marknaden ef- tersom landet inte är direkt anslutet till det sammankopplade systemet i någon annan medlemsstat. Arbetsgruppen har dock valt att föreslå att marknaden skall öppnas och nedan redovisas översiktligt några av de grundläggande förslagen. 
  
 Reglerat tillträde införs. Kunder som förbrukar åtminstone 5 miljoner m 
  
 3  
 gas per år ges tillträde till systemet. Som framgått av kapitel 8 kommer dessa förbrukare att ges möjlighet att handla på en s.k. ef- termarknad. Innebörden är att olika slutförbrukare eller distributörer skall kunna handla sinsemellan (ett krav är att dessa kunder skall ha mätare som kan fjärrläsas). Förslaget ger en marknadsöppning på ca 
 90 procent. Volymerna förväntas dock bli mycket begränsade, eller ca 100 miljoner m 
 3  
 per år. 
  
 Prissättningen kommer att baseras på offentliggjorda tariffer.  
  
 5  
 Tarif- ferna kommer att utvecklas av Gasum Oy men kommer inte att speci- ficeras i lagstiftning. 
  
 Distributörer blir skyldiga att leverera till anslutna slutförbrukare. I praktiken får nätägaren också en anslutningsplikt som innebär att fö- retaget blir skyldigt att ansluta en kund till en befintlig ledning. Slut- kunden är dock skyldig att betala alla kostnader (normalt görs inves- teringen av nätägaren). 
  
 Särredovisning införs enligt de regler som anges i direktivet. Integre- rade naturgasföretag skall i sin interna bokföring särredovisa verk- samhetsgrenarna överföring, distribution och lagring. 
  
 5  
 Offentliggjorda tariffer förekommer redan i praktiken i Finland. Gasum Oy ålades i början av  
 1990-talet 
  att offentliggöra tariffer och beräkningsgrunder. Detta mot bakgrund av företagets dominerande ställning. Vissa slutkunder har dock fortfarande långsiktiga kontrakt från  
 1980-talet 
  som inte baseras på offentliggjorda tariffer. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 253 
  
 Elmarknadscentralen, som övervakar elmarknaden, skall också över- vaka gasmarknaden. 
  
 I huvudsak har arbetsgruppens förslag koncentrerats på implementering- en av direktivet. Någon speciell hänsyn har inte tagits till eventuella framtida investeringar, t.ex. Nordic Gas Grid, och hur dessa kan komma att påverka marknaden. Den allmänna bedömningen är dock att den före- slagna lagstiftningen inte behöver förändras så mycket vid nya investe- ringar. 
 Finlands ensidiga beroende av en leverantör, Ryssland, innebär att det finns mycket små förutsättningar att utveckla konkurrensen. Det en- sidiga beroendet av en leverantör påverkar också försörjningstryggheten och i förlängningen investeringsbenägenheten. Nya leverantörsalternativ anses allmänt som en förutsättning för att markant kunna öka gaskon- sumtionen. 
  
 9.3 
  
 Norge 
  
 9.3.1 
  
 Marknad 
  
 Norge är en av de viktigaste naturgasproducenterna i Europa. Gasreser- verna uppskattas till ca 3 600 miljarder m 
 3 
 , vilket motsvarar ca hälften av Europas reserver. Samtliga fyndigheter är  
 offshore-fyndigheter, 
  dvs. att de är belägna till havs. År 1997 uppgick produktionen till drygt 45 miljarder m 
 3 
 , men förväntas stiga avsevärt i början av  
 2000-talet. 
  Moran rat på nuvarande kontraktförpliktelser uppskattas gasen räcka i ca 60– 70 år. 
 Naturgasen exporteras främst till Tyskland, Frankrike, Belgien och Nederländerna. Leveranserna sker via sex olika rörledningssystem till Tyskland, Belgien, Frankrike och Storbritannien. 
 Norge har i princip ingen egen gasmarknad och inget utbyggt gasled- ningsnät. Vid tre platser längs den norska kusten förs dock gas i land och utnyttjas i huvudsak för industriellt bruk. 
  
 9.3.2 
  
 Aktörer 
  
 All gas på den norska kontinentalsockeln tillhör den norska staten. Sock- eln är indelad i tre huvudområden, vilka var för sig är indelade i sektorer och block. Företag som önskar delta i prospektering efter, eller utvinning och transport av gas, måste söka tillstånd av staten. Verksamheten regle- ras genom petroleumlagen och koncessionsregler och redovisas inte när- 
  
 254  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 SOU 1999:115 
  
 mare här. Det kan dock nämnas att de produktionslicenser som utfärdas oftast är organiserade som joint ventures, vilka normalt levererar gasen till det köpande landets gräns. Säljarna utför således transporten. 
 Gassforhandlingsutvalget (GFU) spelar en central roll när det gäller försäljning av norsk gas. GFU, som består av representanter för Statoil, Norsk Hydro och Saga Petroleum, förhandlar fram alla kontrakt som rör försäljning av norsk gas. 
 Ett trettiotal företag deltar i verksamheten på den norska kontinental- sockeln. Den dominerande aktören är det statsägda Statoil. 
  
 9.3.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet 
  
 EG:s naturgasmarknadsdirektiv skall också implementeras i EES- länderna. Norges gassektor består primärt av produktion, gasbehandling och transport fram till landningspunkterna i Tyskland, Frankrike, Belgi- en och Storbritannien. För norsk del innebär gasmarknadsdirektivet att ett system för tillträde för tredje part till det norska gastransportsystemet skall etableras senast i augusti 2000. 
 Några ställningstaganden till gasmarknadsdirektivet finns inte redovi- sade i Norge. Den stora frågan för norsk del är artikel 23 i direktivet som reglerar tillträde till tidigare led i rörledningsnätet, dvs. transport- systemet till den europeiska kontinenten och Storbritannien. 
 Den lilla inhemska marknaden utgör ett mycket mindre problem. Här finns dessutom möjligheten att begära undantag från marknadsöppning med hänvisning till artikel 26 om framväxande marknader. 
  
 9.4 
  
 Storbritannien 
  
 6 
  
 9.4.1 
  
 Marknad 
  
 Storbritannien har sedan maj 1998 en fullständigt liberaliserad gasmark- nad med fastställda avgifter för access till systemet, dvs. ett reglerat till- träde. I dag kan alla 20 miljoner gaskunder, oavsett storlek, fritt välja gasleverantör. Det finns en väl utbyggd infrastruktur. 
 Storbritannien är självförsörjande på naturgas, och naturgasens andel av den totala energiförsörjningen uppgår till 37 procent (1997). Mellan åren 1988 och 1998 ökade anvä ndningen från 51,5 miljarder m  
 3  
 till 88,7 
  
 6  
 Avsnittet bygger i huvudsak på BP Gas (1998), Pickering (1998) samt Butler och Young (1997). 
  
 SOU 1999:115 
  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 255 
  
 miljarder m 
 3 
 , dvs. med drygt 70 procent. En marknadsökning på ca 2 
  
 procent per år förväntas fram till 2010. 
  
 Storbritannien har i dag den mest öppna marknaden i Europa och 
  
 denna öppning har skett i etapper. Innan gasmarknaden avreglerades 
  
 fanns endast ett enda stort monopol, British Gas, som försörjde alla kun- 
  
 der. År 1986 infördes en lagstiftning med syfte att privatisera British 
  
 Gas och att tillåta konkurrens för större kunder (>25 000 therms, ca 
  
 70 000 m 
 3 
 ). Privatiseringen genomfördes samma år, men fortfarande höll 
  
 man hårt i monopolet. 
  
 Efter massiva protester från stora kunder angående prissättningen på 
  
 gas tvingades British Gas att publicera priser och transportavgifter sam- 
  
 tidigt som överenskommelser gjordes om att British Gas inte skulle kon- 
  
 traktera mer än 90 procent av något gasfält. Fram till 1990 behöll Bri- 
  
 tish Gas sin monopolställning. Då klev nya aktörer in på marknaden, 
  
 bl.a. BP, och tecknade kontrakt med industrikunder. Därefter har mark- 
  
 nadsöppningen varit progressiv. Först 1993 beslutades att British Gas 
  
 skulle dela upp sin verksamhet i handel respektive transport och lager. 
  
 Samma år öppnades marknaden för kunder som 
  
 förbrukade mer 
  
 än 
  
 2 500 therms, ca 7 000 m 
 3 
 . Följande år delade British Gas upp verksam- 
  
 heten i fem separata bolag. Samma år, 1994, antogs även en ny gaslag- 
  
 stiftning. Ramverken för avregleringen för hushållskunder, som banade 
  
 vägen för full konkurrens på konsumentmarknaden 
  
 1998, och av trans- 
  
 portsystemen (Network Code) utformades under 1995. 
  
 År 1997 delades British Gas i två fristående delar, British Gas plc 
  
 och Centrica. British Gas plc äger samtliga landbaserade pipelines och 
  
 driften av detta system sköts av dotterbolaget Transco. Inom Centrica 
  
 bedrivs i dag British Gas handelsverksamhet, dvs. att de köper och säljer 
  
 gas på grossistmarknaden samt säljer till slutkunder inklusive därtill för- 
  
 knippade tjänster och utrustning. 
  
 Liberaliseringen har fram till hösten 1998 inneburit att ca 75 procent 
  
 av industri- och företagskunderna och ca 25 procent av hushållskunder- 
  
 na har andra leverantörer än British Gas. 
  
 Det brittiska systemet är via tre s.k. interconnectors sammankopplat 
  
 med dels det europeiska kontinentala överföringssystemet (i drift 
  
 1998) 
  
 och dels Irlands (i drift 1997) och Nordirlands (1996) gassystem. För- bindelserna byggdes för att Storbritannien skulle exportera naturgas. Se- dan the Interconnector till Europa togs i drift har dock gasflödet gått åt andra hållet. Således har ledningen inneburit att Storbritannien i stället har importerat gas från den europeiska kontinenten. Interconnectorn till den europeiska kontinenten är betydelsefull i strävan att få till stånd en effektiv europeisk marknad. 
  
 256  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 SOU 1999:115 
  
 9.4.2 
  
 Aktörer 
  
 Nya aktörer har etablerat sig på den brittiska gasmarknaden i takt med att avregleringen och konkurrensen har ökat. Många är företag med erfa- renhet från utvinning och allmännyttiga bolag för el och/eller vatten m.m. I huvudsak finns tre olika typer av aktörer: transporters – som äger och driver ledningsnäten, där Transco är absolut störst och äger och driver alla gasnät utom ett fåtal lokala distributionsnät, shippers – som för över gasen från producenten till slutkunden och som således är an- vändare av ledningssystemen, samt leverantörerna – som marknadsför och säljer gasen till kunderna. 
 I praktiken har en hel del andra företag och företagskonstellationer uppstått, såsom exempelvis återförsäljare, handlare, mäklare och andra mellanhänder samtidigt som olika typer av allianser mellan företag har bildats. I takt med att marknaden utvecklats har också aktörerna föränd- rats och den nuvarande trenden är att allianser bryts upp. 
 Transco tillhandahåller som ovan nämnts i princip hela den brittiska infrastrukturen, vilket anses vara en förutsättning för att få en fungeran- de konkurrens på marknaden. Den lagerverksamhet, sju stora lager, som Soto tidigare ansvarade för har nu lagts in i ett eget dotterbolag inom British Gas plc, British Gas Storage. Transco får inte köpa eller sälja gas av annan anledning än för att upprätthålla systembalansen och sä- kerheten i systemen. 
 Rent fysiskt ansvarar därmed Transco för att gasen kommer från gasproducenterna till slutkunderna. Gasen tas in vid sex olika kusttermi- naler. 
 På kontraktssidan är det däremot helt annorlunda. Grovt sett så säljer producenterna till shippers, vilka säljer gasen till försäljningsbolag som i sin tur säljer vidare till slutanvändarna. Shippers avtalar med Transco om att få gasen igenom systemet åt försäljningsbolaget som i sin tur säl- jer till slutanvändare. Många försäljningbolag är också shippers. Ship- pers, och inte gasproducenterna eller försäljningsbolagen, är således kunder till Transco. 
 Det finns ett fyrtiotal shippers som ser till att gasen kommer från kusten till kunden. Priset på transporttjänsten bestäms av en prisformel som är fastställd av regleringsmyndigheten Ofgas. 
 Centrica, dotterbolag till British Gas, är det största försäljningsbola- get i Storbritannien. De säljer gasen under namnet British Gas i England och Wales samt under Scottish Gas i Skottland. Eastern Natural Gas är den näst största leverantören och Mobil Gas Marketing kommer på tredje plats. Därtill finns en rad leverantören där många är dotterbolag till olje- eller elbolag. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 257 
  
 En spotmarknad för gas har skapats. Spothandeln består av dels den finansiella handeln, dels handeln som leder till fysiska leveranser. Han- deln via spotmarknaden har ökat kraftigt de senaste åren. Fortfarande säljs dock en stor del av naturgasen med långa kontrakt. 
  
 9.4.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet 
  
 Gasmarknaden i Storbritannien är som ovan nämnts avreglerad fullt ut. Här beskrivs därför mer i detalj hur regelverket och ramverket ser ut i dag. 
 Ofgas, The Office of Gas Supply, som bildades 1986 efter det att British Gas privatiserats, är den övervakande myndighet som ser till att gaslagen, The 1995 Gas Act, efterföljs. Ofgas ansvarar för att säker- ställa konkurrensen på konsumentmarknaden och ger licenser till nya fö- retag för transport, shipping och leverans. Ofgas samordnas nu med Barker, den reglerande myndigheten på elsidan. 
 Ofgas har fastställt en priskontrollformel för att kunna kontrollera Transcos vinst. Formeln innebär att Transcos vinst per transporterad en- het gas bestäms, vilket i sin tur ger storleken på Transcos totala årliga vinst. Vidare bestämmer Ofgas Transcos avgiftspolicy, dvs. hur avgif- terna tas ut av deras kunder. Alla kunder, oavsett storlek, behandlas lika. Till detta kommer The Network Code, det system och de regler som styr hur producenter och shippers skall agera för att få marknaden att fungera och för att upprätthålla balans och säkerhet i systemet. Alla v ill- kor och avgifter är officiella. 
 Priskontrollformeln kan grovt sett formuleras enligt följande: Tillåten vinst = {fastställd vinst + (pris *  
 volym)}*(RPI-X). 
  Termerna är vari- abler som varierar efter volym och kundgrupp. Faktorn  
 RPI-X 
  ser till att tillåten vinst nås. Om vinsten blir större eller mindre kompenseras Tran- sco efterföljande år. 
 Transco stimuleras via den av Ofgas utfärdade licensen att utveckla sin avgiftspolicy så att avgifterna bättre reflekterar kostnaderna. Syftet är dessutom att möjliggöra konkurrens mellan shippers och samtidigt ta hänsyn till utvecklingen av transportverksamheten. Transco har vidare följande ambitioner med sina avgifter: 
  
 Att de skall leda till en effektiv användning av systemet och styra an- vändningen från to ppbelastningsperioder till annan tid. 
  
 Att de skall förhindra onödiga eller oekonomiska nätinvesteringar ge- nom att visa kapacitetsvärdet i olika delar av nätet. 
  
 Att de skall vara transparenta, dvs. att kunderna skall kunna härleda avgifterna. 
  
 258  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 SOU 1999:115 
  
 Att avgifterna skall vara stabila, enkla att tillämpa, och minimera administrationskostnaderna för både Transco och dess kunder 
  
 The Network Code anger i sin tur villkoren för gastransporten från kus- ten till kunderna och anger hur obalans mellan shippers införsel och ut- tag hanteras på dygnsbasis. 
 Nätavgifterna består av tre delar, överföringsavgift, distributionsav- gift och kundavgift. Överföringsavgiften består av både en kapacitetsav- gift och en energiavgift. Kapacitetsavgiften är beroende av inträdespunkt och utträdespunkt. I dag finns 6 inträdes- och 33 utträdespunkter. För- delningen mellan kapacitetsavgiften och energiavgiften är 65 procent re- spektive 35 procent jämfört med tidigare 50/50.  
 Trans-co 
  vill öka kapa- citetsavgiftens andel ännu mer för att bättre återspegla systemets verkli- ga kostnader, men Ofgas har hittills inte tillåtit detta eftersom det får ett kraftigt genomslag på små förbrukare och därmed på privatmarknaden. 
 Det pågår ett arbete med att förbättra prissättningen av kapaciteten. Bland annat undersöks ett system med en form av knutpunktsprissätt- ning (nodal pricing). 
  
 9.5 
  
 Tyskland 
  
 7 
  
 9.5.1 
  
 Marknad 
  
 Den tyska marknaden är världens fjärde största marknad näst efter USA, Ryssland och Ukraina, och före Kanada och Storbritannien. 
 Den tyska strukturen är jämfört med andra europeiska länder kom- plex och med liten inblandning från statens sida. Kartellmyndigheterna är däremot mycket aktiva och det finns en speciell kartellag. Viktigt att notera är att Tyskland skiljer sig på många punkter i förhållande till Caldwell och många andra europeiska länder, bl.a. genom att Tyskland består av ett antal relativt självständiga delstater. En viktig skillnad i förhållan- de till andra länder är vidare att det finns konkurrerande ledningsnät för gas. 
 Tyskland har en mycket väl utbyggd infrastruktur och naturgasens andel av den totala energiförsörjningen uppgår till ca 21 procent (1997). Den totala tyska årliga gasanvändningen uppgår till ca 1 000 TWh, vil- ket motsvarar drygt 90 miljarder m 
 3 
 , där den tyska industrin står för 41 procent av användningen, hushållen för 33 procent, kraftvärme ca 8 pro- 
  
 7  
 Avsnittet bygger på Butler och Young (1997) samt på direkta kontakter med representanter för Ekonomiministeriet, gasbolag och branschorganisa- tioner i Tyskland. 
  
 SOU 1999:115  
 Pågående arbete i några andra länder  
 259 
  
 cent, kommersiell verksamhet och övrigt 18 procent. Användningen av naturgas ökar kontinuerligt. Naturgas står för knappt 40 procent av hus- hållens uppvärmning och har därmed den största marknadsandelen inom detta segment. 
 Nära 80 procent av naturgasen importeras. Importen sker i huvudsak från Ryssland (33 procent), Nederländerna (28 procent) och Norge (17 procent). 
 De regionala bolagen, vilka levererar gas till distributörerna som i sin tur säljer till slutanvändarna, har i princip monopol inom sina regioner. Det har varit svårt för nya aktörer att komma in på marknaden och detta har lett till att parallella nät har byggts, se avsnitt 8.1.3. 
 Slutkunderna i Tyskland får sin gas levererad från ca 700 distributö- rer, s.k. Nelson, och andra återförsäljare. Distributörerna i sin tur får sin gas från de regionala gasbolagen, som även kan leverera till stora slutanvändare. 
 De regionala gasbolagen har genom olika typer av avtal, godkända av kartellmyndigheten, i praktiken monopol i sina regioner. Distributörerna har på liknande sätt monopol inom sina distributionsområden. 
 De regionala bolagen har kompletterande verksamheter av olika slag vid sidan av gasverksamheten, såsom el eller vatten. Bolagen köper sin gas från tyska producenter (ca 10 stycken) och tyska importörer (ca 10 stycken). De regionala bolagen handlar även bilateralt med varandra. Den helt dominerande aktören är Ruhrgas. 
 Det nuvarande regelverket i Tyskland tillåter i viss mån konkurrens, men fortfarande finns det konkurrenshinder.  
 Gas–till–gas-konkurrens 
  existerar redan i Tyskland mellan producenter och importörer. För att bygga ny infrastruktur råder inte heller monopol. Den monopoliserade distributionen och uppdelningen av marknaden mellan överföringsbola- gen innebär att gasen passerar mellan tre eller fyra olika aktörer innan den når slutanvändaren. Detta leder till att slutkunderna i dag inte kan välja mellan olika gasleverantörer. Denna valmöjlighet har bara mycket stora kunder. 
 Prissättningen på den tyska marknaden sker genom förhandling mel- lan parterna och beror på hur kundens behov ser ut. Priset består av två delar, ett energipris och ett kapacitetspris (effektavgift). 
  
 260  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 SOU 1999:115 
  
 9.5.2 
  
 Aktörer 
  
 Den tyska gasindustrin skiljer sig, som ovan nämnts, en hel del från and- ra europeiska länder i och med att det inte finns några statligt ägda bolag med monopol. För den inhemska produktionen står 12 internationella bolag. Överföringen sköts av 20 olika bolag och domineras av Ruhrgas, Thyssengas, BEB Erdgas, Sparks och EWE samt sedan 1989 VNG (Verbundsnetz Gas) och Roberts (Roberts är ett joint venture mellan Ferguson och Beck, se även avsnitt 8.1.3). Dessa bolag köper gas, fem av dem importerar gas och säljer den vidare till distributionsbola- gen. Bland importörena kan nämnas Ruhrgas, VNG, BEB och Carter. 
 Överföringsbolagen har delat upp marknaden mellan sig. Var och en av dessa levererar mellan 60 TWh och 190 TWh gas inom sina respekti- ve områden. Ruhrgas är som ovan nämnts den helt dominerande aktören 
 i Tyskland. Ruhrgas, som är den största importören, står för betydligt mer än hälften av den tyska gasimporten. Överföringsbolagen har som nätbolag kontroll över både internationella, interregionala och regionala rörledningar. Av deras totala leverans går ca 65 procent till andra regio- nala gasbolag och resterande 35 procent levereras inom deras eget områ- de. 
 Försäljningen till slutanvändarna sköts av lokala distributörer, som i allmänhet är en motsvarighet till de svenska kommunala bolagen. 
  
 9.5.3 
  
 Gasmarknadsdirektivet 
  
 Tyskland har nyligen avreglerat sin elmarknad. De är ännu inte klara med lagstiftningen på naturgassidan. 
 Det pågår ett arbete med utformningen av naturgaslagstiftningen. Ett flertal av gasmarknadsdirektivets grundprinciper finns redan i lagstift- ningen, inte minst i Kartellagstiftningen, Gesetz gegen Wettbewerbs- beschränkungen (GWB). Detta gäller speciellt §19, som förbjuder miss- bruk av marknaden på grund av dominerande ställning. Ekonomiministe- riet har identifierat fyra viktiga punkter som är kvar att åtgärda. Dessa är: 
  
 Hur skall uppdelning mellan överföring, distribution och handel ske, dvs. särredovisningen av dessa verksamheter. 
  
 Vilka kommersiella huvudvillkor skall publiceras för överföringen. 
  
 Reciprocitetsklausulen. 
  
 Rätten till tillträde. 
  
 SOU 1999:115 
  
 Pågående arbete i några andra länder 
  
 261 
  
 Rätten till tillträde är komplicerad i och med att alla nät har en domine- rande ställning, utom möjligtvis där det finns parallella nät. Frågan är hur detta skall formuleras, eller om nuvarande kartellagstiftning räcker. 
 Det pågår ett arbete med att lösa de återstående frågorna, utan att be- höva komplettera lagstiftningen. Ansatsen är i stället att reglera det som behöver regleras utanför lagstiftningen. De regler som tas fram skall i sin tur godkännas av Kartellmyndigheten. Man vet ännu ej om man kla- rar detta utan att behöva gå in i lagstiftningen. 
 Tyskland är i dagsläget inriktat på ett förhandlat tillträde och på att alla kunder skall vara berättigade till tillträde.