Sammanfattning Denna rapport syftar till att utvärdera de för- och nackdelar den svenska gasmarknadsmodellen har relativt de shippermodeller som finns i Europa, där modellernas lämplighet att stimulera ökad konkurrens i synnerhet beaktas. Därtill behandlas de krav som nuvarande och kommande EU-lagstiftning ställer och vilka konsekvenser detta får för Sveriges del. Studien ska ge underlag för en bedömning om den svenska modellen är välfungerande eller om en förändring kan motiveras, och i så fall i vilken riktning. Till fördel för nuvarande svenska modell lyfts lättförståelighet och lägre motpartsrisk vid kapacitetsbokning fram. Även pristransparensen bedöms vara bättre till följd av att gas och transport faktureras separat. Transportkostnad fram till den svenska gränsen ingår likväl fortfarande i gaspriset. En shippermodell å andra sidan, bedöms skapa bättre förutsättningar för konkurrens och därmed öka incitamenten för utländska aktörer att ta sig in på den svenska marknaden. Dels ges aktörerna möjlighet att konkurrera om transport, dels skulle modellen överenstämma med de modeller utländska aktörer har på sina hemmamarknader. Många aktörer menar att den svenska modellen fungerar tillfredsställande i sin nuvarande utformning och att val av marknadsmodell inte är viktigast för utvecklandet av naturgasmarknaden. Mot bakgrund av detta samt de fördelar modellen har och den svenska marknadens ringa storlek, så framstår det som ett rimligt alternativ att behålla den. Vad gäller EU:s harmoniseringsarbete är det två nätkoder som i nuläget är mest aktuella, CMP och CAM, där CAM får konsekvenser för kapacitetsbokning i gränspunkter mellan entry/exit-zoner. Gränspunkten mellan Sverige och Danmark är i nuläget undantaget från CAM men åsikterna om huruvida detta är möjligt framöver eller inte går isär, ytterligare införselpunkter kan komma att skapa problem. Därtill vet vi inte i nuläget vilka konsekvenser kommande lagstiftning kan få för Sverige. Ett modellbyte kan således bli oundvikligt i slutändan. Vid ett byte är vår rekommendation är att undersöka möjligheten att övergå till en hel shippermodell, där både transmissions- och distributionsnät inkluderas i entry/exitzonen. Att ha en avvikande modell är tidskrävande, primärt för Energimarknadsinspektionen och Swedegas, till följd av EU:s harmoniseringsarbete som utarbetas för en shippermodell då detta är den vanligaste lösningen i Europa i allmänhet. Vi tror dessutom att en sådan lösning skulle gynna konkurrensen på marknaden, inte minst på hushållsmarknaden till följd av att kunden enbart får en kontaktpunkt oavsett om gasleverantör och distributionsbolag befinner sig inom samma koncern eller inte. i
Förord I och med denna rapport avslutar vi våra studier vid KTH. Rapporten utgör ett examensarbete inom ramen för civilingenjörsprogrammet i Industriell ekonomi med inriktning Energisystem. Utbilningen omfattar 300 högskolepoäng varav examensarbetet utgör 30 poäng och utförs under den sista terminen. Arbetet är genomfört på uppdrag av Swedegas AB. Vi vill tacka alla som har hjälpt oss på vägen. Vår handledare Henrik Blomgren samt biträdande handledare Fabian Levihn, lektor respektive doktorand vid institutionen för Industriell ekonomi på KTH, för värdefull feedback genom hela rapportskrivandet. Vi vill också tacka alla representanter från gassektorn som har ställt upp på intervjuer och delat med sig av sin kunskap och erfarenhet. Slutligen vill vi tacka Swedegas AB och våra handledare inom företaget, Johan Zettergren och Patrick Farran-Lee, som givit oss denna möjlighet. Uppgiften visade sig vara betydligt mer komplex och omfattningsrik än vi hade kunnat ana, vilket har resulterat i ett par mycket utmanande och lärorika månader. Vi önskar er alla en trevlig läsning! ii
Innehållsförteckning INLEDNING... 1 BAKGRUND... 1 SYFTE OCH FRÅGESTÄLLNINGAR... 2 METOD... 2 DEN SVENSKA GASMARKNADEN... 5 ANVÄNDNINGEN AV NATURGAS I SVERIGE... 6 FRAMTIDEN FÖR NATURGAS I SVERIGE... 8 BESKRIVNING AV EN GASMARKNADSMODELL... 10 GASHANDEL... 10 TRANSPORT AV GAS... 11 AKTÖRER PÅ GASMARKNADEN... 16 EU:S HARMONISERINGSARBETE... 18 2014 ETT OPTIMISTISKT MÅL FÖR HARMONISERING AV ENERGIMARKNADERNA I EU... 18 DET TREDJE INRE MARKNADSPAKETET FÖR ENERGI... 19 PRISMA... 21 ENTRY/EXIT-SYSTEM... 21 DEN SVENSKA GASMARKNADSMODELLEN - ELMODELLEN... 23 BESKRIVNING AV DEN SVENSKA GASMARKNADSMODELLEN... 24 KONSEKVENSER AV EU-HARMONISERINGEN FÖR SVERIGE... 27 SAMMANFATTNING... 30 ALTERNATIVA MARKNADSMODELLER... 31 HALV SHIPPERMODELL... 32 HEL SHIPPERMODELL... 34 AKTÖRERS SYNPUNKTER OM GASMARKNADSMODELLER... 36 SAMMANFATTNING... 40 KONKURRENSSITUATIONEN PÅ SLUTKUNDSMARKNADEN... 42 KONKURRENSBARRIÄRER TILL SLUTKUNDSMARKNADEN... 42 DEN SVENSKA SLUTKUNDSMARKNADEN... 43 DISKUSSION... 45 SLUTSATSER... 46 REKOMMENDATIONER... 48 REFERENSER... 49 LITTERATURFÖRTECKNING... 49 INTERVJUER... 54 LAGAR... 55 APPENDIX... 56 EU:S BESLUTSPROCESS RÖRANDE GASMARKNADEN... 56 iii
Figurförteckning Figur 1 Karta över det svenska naturgasnätet s. 5 Figur 2 Konsumtion av naturgas i Sverige (BP, 2013) s. 6 Figur 3 Naturgaskonsumtion per kundgrupp 2011 s. 6 Figur 4 Gasens flödesschema s.10 Figur 5 Gasmarknader och handelskedjan för naturgas s.10 Figur 6 Gasens väg i ett point-to-point-system s. 12 Figur 7 Entry/exit-system s. 13 Figur 8 Den svenska gasmarknadsmodellen s. 26 Figur 9 Halv shippermodell s. 32 Figur 10 Hel shippermodell s. 34 Figur 11 Marknadsandelar för gashandelsbolag i Sverige år 2011 s. 44 Figur 12 Antalet leverantörsbyten på den svenska marknaden s. 44 Figur 13 EU:s beslutsprocess s. 57 iv
Tabellförteckning Tabell 1 Nätkoder s. 20 Tabell 2 Gasmarknadsmodeller i Europa s. 31 Tabell 3 Åsikter om den svenska gasmarknadsmodellen s. 41 v
Förkortningar BAL CAM CEER CMP CNG DUC GTM GWh HHI IEA IO LNG VP RSI TAR TWh Balancing (Nätkod) Capacity Allocation Mechanism (Nätkod) The Council of European Energy Regulators Congestion Management Procedures (Nätkod) Compressed Natural Gas Danish Underground Consortium Gas Target Model Gigawattimmar Herfindahl-Hirschman Index International Energy Agency Interoperability (Nätkod) Liquid Natural Gas Virtual Trading Point Relative Strength Index Tariffs (Nätkod) Terawattimmar vi
Inledning I denna inledande del motiveras varför det valda området är intressant att studera. Här presenteras syftet med rapporten och vilka frågeställningar som behöver besvaras, den metod som används samt rapportens struktur. Bakgrund Gas är en globalt mycket viktig energikälla som förväntas få ett än större genomslag i framtiden. International Energy Agency (IEA) förutspår i sitt Gas Scenario från år 2010 att gas kan utgöra över 25 procent av den globala energitillförseln år 2035. Pådrivande i denna utveckling är aktuella tekniska genombrott. Flytande naturgas (LNG) möjliggör sjötransport av naturgas vilket medför att tidigare geografiskt åtskilda marknader framöver kan integreras i allt större utsträckning. Därtill har kostnadseffektiva utvinningstekniker gjort skiffergasen konkurrenskraftig, vilket gör att världens utvinningsbara naturgasreserver ökat avsevärt (IEA 2011). Parallellt med de tekniska framstegen ställer EU allt högre krav på harmonisering av medlemsländernas gasmarknader, och som ett led i detta antogs det tredje inre marknadspaketet för el och naturgas i juli 2009. Det utgörs av en samling lagar som syftar till att skapa en gemensam inre marknad för el och naturgas. EU-kommissionen menar att en integrerad gasmarknad leder till ett ökat antal aktörer som är verksamma i flertalet länder och även gör grossistmarknaderna mer likvida och öppna (Europeiska Kommissionen 2012). Målsättningen är att skapa en konkurrensutsatt energimarknad där konsumenter fritt kan välja bland leverantörer och producenter, samt där alla aktörer har fri tillgång till marknaden (Europeiska Kommissionen 2012). En sådan utveckling menar kommissionen är en förutsättning för en övergång till en marknad med låga koldioxidutsläpp som dessutom upprätthåller en säker energiförsörjning till lägsta möjliga kostnad (Europeiska Kommissionen 2012). År 2014 har satts upp som tidsfrist för fullbordandet, men att lyckas med detta har visat sig vara problematiskt och kommissionen konstaterar att medlemsstaterna är långsamma med att anpassa sin nationella lagstiftning i önskvärd riktning, samt att det är viktigt att de överger sina nationellt definierade strategier då sådana hindrar den inre marknaden från att fungera effektivt (Europeiska Kommissionen 2012). EU:s harmoniseringsarbete får bland annat konsekvenser för hur gas handlas och hur gastransport i gasledningarna fungerar - var, av vilka aktörer och på vilka villkor. Hur detta löses i praktiken är beroende av vilken marknadsmodell som finns implementerad. Den svenska modellen, som är baserad på den modell som finns på elmarknaden och därav benämnd elmodellen skiljer sig från många andra EU-länders. Det är primärt två skillnader. Den första avser vilken aktör som bokar gastransport i nätet. I Sverige är det distributionsnätsbolagen som bokar kapacitet på det överliggande 1
transmissionsnätet och alltså ansvarar för transport fram till kund. På många europeiska marknader finns istället en fristående transportaktör, en shipper, som gör denna bokning. Den andra skillnaden avser var transportkapacitet bokas. I Sverige betalar distributionsnätsägaren för hela transportkostnaden i samband med att gasen tas ut ur transmissionsnätet och förs in i distributionsnätet, vid en så kallad exitpunkt. Vanligt förekommande i Europa är istället att transportkostnaden delas upp och att en del betalas i samband med att gasen förs in i transmissionsnätet, vid en entrypunkt, och resterande betalning erläggs vid exitpunkten. En modell där en shipper har hand om gastransport kommer framledes benämnas shippermodell, och innefattar i denna rapport också en uppdelning av transportbetalning i entry- och exitpunkter enligt ovanstående beskrivning. Syfte och frågeställningar Syftet med denna rapport är att beskriva den svenska gasmarknadsmodellen. I uppgiften ingår också att utvärdera modellens för- och nackdelar i relation till en shippermodell. Särskilt beaktande ägnas åt hur lämplig den svenska modellen bedöms vara för att stimulera marknadsutveckling i termer av ökade gasflöden i nätet samt fler marknadsaktörer. De krav EU-lagstiftningen ställer och kommer att ställa ska också utvärderas i relation till den svenska modellen. Detta mynnar ut i följande frågeställningar: Vilka för- och nackdelar har den svenska gasmarknadsmodellen i relation till de typer av shippermodell som används i EU? Vilken modell är bäst lämpad för att stimulera konkurrensen på marknaden och därmed en utveckling mot ökade gasflöden och fler marknadsaktörer i Sverige? Vilka krav ställer nuvarande och kommande EU-lagstiftning och vad får detta för konsekvenser för Sverige? Studien ska leda fram till en allmän slutsats om den svenska modellens utformning - om den nuvarande modellen bedöms vara välfungerande eller om det krävs en förändring, och i så fall i vilken riktning. Metod Arbetet inleddes med en studie av existerande litteratur som berör gasmarknadsmodeller. Det finns sedan tidigare flera liknande beskrivningar och utvärderingar av den svenska marknadsmodellen: Värdering av elmodellen på den svenska gasmarknaden av Svenska Gasföreningen (2006), Utvärdering av marknadsmodeller på den svenska naturgasmarknaden av Energimarkandsinspektionen (2006) samt vissa delar ur Statens Offentliga Utredningar (2011) FRANS Framtida regelverk och ansvarsförhållanden på naturgasmarknaden i Sverige. Mycket har hänt på naturgasmarknaden sedan 2006, och även sedan 2011, och förutsättningarna för naturgasmarknaden, i Sverige och i Europa, 2
har förändrats. En stor del av denna förändring kan tillskrivas EU:s harmoniseringsarbete. Som konsekvens av denna snabba utveckling finns få vetenskapliga artiklar och rapporter som är helt aktuella och än färre som berör den svenska gasmarknadsmodellen som är unik i Europa. Ett undantag värt att nämna är en högst aktuell konsultrapport av KEMA (2013) där EU:s gasmarknadsmodeller kartlagts. Som komplement till litteraturstudien genomfördes kvalitativa intervjuer med aktörer på gasmarknaden. Intervjupersonerna återfinns inom samtliga huvudsakliga intressentgrupperna på marknaden transmissions- och distributionsnätsoperatörer, gasleverantörer, konsumenter och myndigheter i syfte att ge en så komplett bild av marknaden som möjligt. Den svenska naturgasmarknaden är liten och inflytandet är centrerat till relativt få aktörer vilket möjliggjorde för oss att intervjua en majoritet av de större aktörerna. I samband med intervjuerna tillfrågades aktörerna om de kunde rekommendera ytterligare personer som är insatta i gasmarknaden och därmed relevanta för rapporten. Det primära resultatet från intervjuerna var synpunkter avseende för- och nackdelar hos den svenska gasmarknadsmodellen, men intervjuerna gav även en inblick i aktörernas arbete och exempelvis vad olika aktörsgrupper värderar mest hos en marknadsmodell. Det är svårt att förstå hur gasmarknaden fungerar i praktiken genom att endast utgå från skriftliga källor, och intervjuerna var ett bra komplement för att få en mer heltäckande bild. 3
Rapportens struktur Rapporten inleds med en kortare genomgång av den svenska gasmarknaden. I detta avsnitt diskuteras också framtiden för naturgas i Sverige. Därefter följer en beskrivning av en gasmarknadsmodell vad den är tänkt att kunna hantera och hur detta kan lösas i praktiken. Informationen i denna del är viktig för att kunna förstå de modeller som följer längre fram i rapporten. Sedan följer en genomgång av nuvarande och kommande EU-lagstiftning varefter den svenska modellen beskrivs. I anslutning till denna beskrivning utvärderas de konsekvenser EU-lagstiftningen får för den svenska modellen, information dels hämtad från litteraturstudier, dels från intervjuer. Nästa kapitel beskriver två alternativa shippermodeller som finns representerade på de europeiska gasmarknaderna och kapitlet avslutas med att presentera marknadsaktörernas synpunkter avseende för- och nackdelar med den svenska modellen relativt en shipperlösning. Därefter utvärderas konkurrenssituationen på den svenska gasmarknaden och slutligen görs en sammanvägd utvärdering av den svenska modellen och de alternativ som identifierats utifrån vad som framkommit i avsnittet om EU-lagstiftning tillsammans med synpunkter från aktörer och konkurrensutvärderingen. 4
Den svenska gasmarknaden Naturgas introducerades relativt sent i Sverige. Den första etappen av naturgasnätet mellan Dragør och Helsingborg färdigställdes 1985 och därefter har påbyggnader gjorts fram till och med 2004. Sedan dess har nätet sett ut så som det gör idag. Den svenska naturgasmarknaden avreglerades för näringsidkare juli 2005 och för privatpersoner juli 2007 och öppnades därmed upp för nya aktörer (Göteborg Energi 2013a). I samband med avregleringen implementerades en marknadsmodell på gasmarknaden baserad på den som används på elmarknaden (Energimarknadsinspektionen 2013a). Naturgasnätet i Sverige är anslutet till Danmark via en ledning från Dragør till Klagshamn med kapacitet på 22 TWh per år (Energimarknadsinspektionen 2013a). Det inhemska naturgasnätet består av ett 620 km långt transmissionsnät samt distributionsledningar på runt 2 600 km. I systemet finns även ett korttidslager kopplat till transmissionsnätet som används för att hantera variationer i efterfrågan. Historiskt sett har den största andelen gas i det svenska nätet kommit från Danmark, som i huvudsak får naturgas från de danska gasfälten i Nordsjön. I takt med att de danska produktionsvolymerna avtar importeras dock allt mer från Tyskland (Energinet.dk 2013d). Det finns även biogasproduktion i Sverige som förs in på naturgasnätet, men den tillförseln är marginell (Energimarknadsinspektionen 2013a). Figur 1 Karta över det svenska naturgasnätet (Swedegas 2013a) 5
Användningen av naturgas i Sverige Konsumtionen av naturgas i Sverige kan variera ganska mycket, vilket förklaras av att naturgaskonsumtionen till stor del styrs av uppvärmningsbehov och förhållandet mellan gas- och elpris, som får konsekvenser för kraftvärmeanvändningen. Figur 2 nedan visar konsumtionen av naturgas i Sverige under de senaste tolv åren. 20 15 Gaskonsumtion TWh 10 5 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 Figur 2 Konsumtion av naturgas i Sverige (BP, 2013) Totalt finns runt 37 000 slutkunder på naturgasmarknaden i Sverige. Den största kundgruppen i antal är hushållskunder med cirka 33 400 användare, resterande utgörs av företagskunder. Trots att hushållskunderna är många till antalet utgör deras förbrukning endast en mindre del av den totala förbrukningen (Energimarknadsinspektionen 2013a). Slutkunderna kan delas in i fyra olika kategorier: tillverkningsindustri, kraftvärmeverk, hushåll och övriga näringar. Diagrammet i Figur 3 visar fördelningen av konsumtion per kundgrupp för år 2010 och 2011. 13% 4% 31% Industri Kraftvärmeverk Hushåll Övrigt 52% Figur 3 Naturgaskonsumtion per kundgrupp år 2010 och 2011 (SCB 2013a) 6
Tillverkningsindustri Industrikunderna använder framför allt naturgas som bränsle, men inom petrokemiindustrin även som råvara och denna grupp utgör en stor konsument (Energigas Sverige 2011). Exempelvis använder petrokemiföretaget Perstorps anläggning i Stenungsund, norr om Göteborg, runt 1 TWh naturgas per år som råvara (Schädlich 2013). Vid användning som bränsle konkurrerar naturgasen främst med kol, olja och gasol (Farran-Lee 2013), och är i den jämförelsen ett betydligt mer miljövänligt alternativ både i termer av faktiska koldioxidutsläpp men också vid hantering (Åkesson 2013). Industrikunderna har normalt sett en förhållandevis jämn förbrukning över året, till skillnad mot många övriga slutkunder vars konsumtion till stora delar styrs av uppvärmningsbehovet. Kraftvärmeverk Kraftvärmekunder använder naturgas för att producera fjärrvärme och elektricitet. Detta gör efterfrågan av naturgas hos denna kundkategori till kraftigt säsongsberoende på grund av att faktorer som utomhustemperatur, som styr uppvärmningsbehovet, och relationen mellan gas- och elpris avgör hur mycket som kommer att konsumeras. Detta kan resultera i problem för denna kundgrupp när det gäller bokning av kapacitet på näten, då det inte går att förutsäga vad naturgasbehovet kommer att vara en viss dag eller månad. Exempel på kraftvärmeverk i Sverige som drivs av naturgas är Rya- och Öresundsverken. Hushåll Hushållskunderna utgörs till 50 procent av enfamiljshus som har naturgas för uppvärmning och till 50 procent av de som endast använder gas till matlagning (Energimarknadsinspektionen 2013a). Volymmässigt utgör hushållskunderna en liten del av marknaden men intäktsmässigt är de av större betydelse (E.ON 2013). Då den största delen av hushållens användning naturgas går till uppvärmning är även denna kategoris förbrukning kraftigt beroende av utomhustemperaturen och har därför, likt kraftvärmeverk, en kraftig säsongsvariation. Övriga näringar Denna grupp inkluderar exempelvis uppvärmning av lokaler samt fordon som drivs med natur- eller biogas (Farran-Lee 2013). 7
Framtiden för naturgas i Sverige Nedan följer en genomgång av den utveckling som sker inom gasområdet i Sverige de kommande åren, både faktiskt initierade projekt och tänkbara utvecklingsprojekt. De viktigaste inslagen är biogas, LNG och nya ledningar. Biogas Det finns redan idag biogasproduktion i Sverige i liten skala. Införseln av den producerade biogasen sker då lokalt, direkt till distributionssystemet. Flertalet ytterligare, avsevärt större, anläggningar är dock i uppbyggnadsfasen. De två största pågående projekten är GoBiGas och Jordberga, som bägge planeras anslutas till det överliggande transmissionsnätet (Energinyheter 2012)(E.ON 2013). GoBiGas är en produktionsanläggning som utvecklas av Göteborg Energi i samarbete med E.ON och som beräknas producera ungefär 200 GWh vid färdigställandet år 2013, för att sedan byggas ut för att kunna producera 800 till 1000 GWh år 2016 (Göteborgs Energi 2013b). Jordberga är ett projekt ägt av Swedish Biogas International, E.ON Gas, Skånska Biobränslebolaget och Nordic Sugar med en förväntad produktion om 110 GWh årligen, där E.ON Gas förbundit sig att köpa hela produktionen under 15 års tid (E.ON 2012). Planerad start för leverans är andra kvartalet 2014 (Zettergren 2013). Totalt kommer dessa två projekt att producera en biogasmängd som motsvarar bränsle för cirka 90 000 till 110 000 bilar (GoBiGas 2013). Transportsektorn kan därför på sikt komma att bli en storkonsument av naturgas, Skånetrafiken har exempelvis redan ett stort antal biogasbussar i bruk och har som målsättning att göra sin fordonsflotta helt fossilfri till år 2020 (Bentzel 2013). LNG Idag finns en LNG-terminal i Nynäshamn som sattes i drift 2011. Ytterligare en terminal, i Lysekil, planeras vara i drift från början av 2014 (Energigas Sverige 2013). LNG efterfrågas i första hand av sjöfart och industri, och transporteras i de flesta fall till industrikunder med lastbil. Flera anläggningar planeras på andra orter i Sverige, bland annat en i Göteborgs hamn i ett samarbete mellan Swedegas och Vopak LNG, ett holländskt företag specialiserat på lagring av LNG (Göteborgs Hamn 2012). Det finns även planer att ansluta en sådan anläggning till gasnätet i Sverige (COWI 2013), vilket skulle innebära att Sverige får en till inmatningspunkt i den norra delen av gasnätet. Nya ledningar Skanled, en ledning som skulle ha sammanbundit Norge med Sverige och Danmark, var länge aktuell men projektet lades ner under 2009 till följd av bristande ekonomiska förutsättningar hos vissa intressenter (Norwegian Ministry of Petroleum and Energy 8
2009). I nuläget finns inga planer på en motsvarande ledning - som skulle innebära ytterligare införselpunkter till det svenska gasnätet (Farran-Lee 2013). Regeringen skriver i proposition 2009/09:162 rörande en sammanhållen klimat- och energipolitik att infrastruktur för naturgas kan utvecklas på kommersiella villkor och på ett sätt som stödjer en successiv introduktion av biogas. Utvecklingen förväntas gå mot utbyggnaden av lokala gasnät. Syftet är att uppnå synergier för biogasproduktion, tillgång till tankställen för gas och för att underlätta för industrier och sjöfart att konvertera från olja och kol till naturgas. 9
Beskrivning av en gasmarknadsmodell Naturgasens flöde från producent till slutkonsument beskrivs av nedanstående flödesschema: Figur 4 Gasens flödesschema Till skillnad från elektricitet består gas av molekyler, vilket medför både fysiska begränsningar och fysiska möjligheter. Exempelvis kan gas lagras, antingen i ledningsnätet, så kallat linepack, eller i gaslager. En annan skillnad gentemot elektricitet är att naturgas inte konsumeras direkt då den produceras, utan produktionen sker ofta långt från konsumenterna och kräver i många fall transitering genom flera länder innan produkten når slutkonsument. De långa sträckorna gör transporten och därmed kapacitetsbokningen på gasnäten centrala. För transport av naturgas krävs ett system för bokning av kapacitet i gasledningarna och för balansering av mängden gas som förs in och ut ur systemet. Det måste också finnas en aktör som övervakar och styr systemet så att exempelvis gastrycket håller sig inom ett specifikt intervall och att inga fysiska skador på infrastrukturen hotar försörjningen. Gashandel Producenter Långa kontrakt Spotmarknad Grossistmarknad (Gashandlare) Slutkunder Slutkundsmarknad (Leverantörer) Figur 5 Gasmarknader och handelskedjan för naturgas En gasmarknad måste inkludera ett system för handel med gas som visar vilken aktör som kan handla med gas, var och på vilka villkor. Det finns dels en grossistmarknad för 10
handeln mellan gashandlare, som antingen kan ske på spotmarknader eller genom långa bilaterala avtal, dels en slutkundsmarknad där gasen säljs till slutkunder. Ovanstående figur illustrerar hur gasen handlas och säljs från producent till slutkund. Långa kontrakt kontra spotmarknader I Europa säljs den största delen av naturgas genom långa kontrakt med bindningstider på upp till 25 år. Endast runt 35 % av naturgasen bedöms prissättas genom spotmarknadspriser (Reuters 2013). I takt med att kontrakt löpt ut har spotmarknaden i Europa de senaste åren vuxit kraftigt och runt hälften av de långa kontrakt som finns i EU ska omförhandlas mellan 2018 till 2020. Detta menar bedömare kommer att leda till att de volymer som handlas på spotmarknaderna kommer att öka ytterligare på bekostnad av andelen med långa kontrakt (Reuters 2013). Ett kontrakt kan innebära ett pris som är högre eller lägre än spotmarknadspriset. I de fall då priset är lägre innebär detta en stor konkurrensfördel för gashandlaren då en ny aktör ofta inte kan gå in och skaffa sig ett lika fördelaktigt avtal. Det är även möjligt för en aktör som köper billig gas via långa kontrakt att sälja gasen till ett pris under marknadspris för att trycka undan konkurrenter. Det motsatta gäller om det långa kontraktet är över marknadspris, en aktör med långa kontrakt får då svårt att kunna hävda sig mot konkurrensen. Hubbar handelsplatser för gas En gashub är en handelsplats för gas som styrs av en viss operatör. Det finns två olika typer av hubbar, fysiska och virtuella. Fysiska hubbar utgörs av en specifik plats i gasnätet, ofta i nav där flera olika ledningar är sammankopplade med varandra. Gas som handlas på en fysisk hub levereras och hämtas vid denna punkt. Virtuella hubbar, eller Virtual Trading Points (VP), skiljer sig från fysiska i den meningen att de inte är knutna till en specifik fysisk punkt i nätet. All gas som har kapacitet betald för att komma in i marknadszonen kan handlas på den virtuella hubben, både för leverans till slutkund inom systemet men också för export (Gossuin, 2007). Hubbens huvudsakliga syfte är att underlätta handel och marknadstillträde och ett viktigt användningsområde för VP:s är för nätanvändare att kortsiktigt balansera sina gasportföljer (DNV KEMA 2013a). Transport av gas För att transportera gas från en punkt A till en punkt B i ett rörsystem krävs att det finns kapacitet i rörledningen. Då produktionen, som tidigare påpekats, oftast befinner sig långt från slutkonsumenten är transport av gasen och kapacitetsbokningar i rörsystemet en central del av marknadsmodellen. Vilken marknadsaktör som skall ges möjlighet att boka kapacitet skiljer sig mellan olika länder: i regel är det är en aktör kallad shipper, men undantag förekommer som i exempelvis Sverige. 11
Tre kapacitetsbokningssystem: point-to-point, entry/exit, postage-stamp Det finns tre olika system för att tilldela och prissätta kapacitet för att ge en aktör tillgång till ett gasnät och frakta gas från en punkt till en annan: entry/exit, point-to-point och postage-stamp (frimärkestariff). Det förekommer ytterligare varianter men rör sig då ofta om specialfall av någon av dessa tre grundmodeller (Bausch & Schwenker 2009). Point-to-point Figur 6 Gasens väg i ett point-to-point-system I ett point-to-point-system är tariffen, alltså kostnaden för att boka transportkapacitet, beroende av vilken specifik sträcka som gasen färdas, exempelvis från inmatningspunkt A till utmatningspunkt B. Tariffens storlek är i allmänhet beroende av hur långt sträcka gasen måste transporteras, det vill säga avståndet mellan de två punkterna. Även om en aktör har betalat för en viss sträcka är det inte säkert att det är den sträckan som gasen faktiskt kommer att färdas. Detta gör att priset riskerar att inte reflektera de faktiska kostnaderna för nätägaren. Vidare medför ett point-to-point system att det inte går att separera entry- och exitkapaciteten, vilket skapar hinder för utvecklandet av en likvid marknad då aktören är tvungen att frakta gasen mellan de två punkterna och inte kan ändra transportväg (Bausch & Schwenker 2009). Postage-stamp (frimärkestariff) I denna typ av system tillämpas en och samma tariff i varje exit-punkt, oberoende av i vilken entry-punkt gasen fördes in i system. Detta innebär att kostnaden för transport på ett gasnät med postage-stamp är oberoende av transportvägen. För att tariffen ska reflektera de faktiska kostnaderna relaterade till användning av nätet bör det därför inte finnas några större kostnadsmässiga skillnader mellan olika transportsträckor (Bausch & Schwenker 2009). Vissa länder använder en modell där entry-punkterna inte är avgiftsbelagda men med individuell prissättning i exit-punkterna. Modellen fungerar då 12
som en hybrid av en frimärkestariff-modell och entry/exit-modell, som beskrivs nedan, men brukar trots detta benämnas frimärkestariff-modell. Entry-Exit Figur 7 Entry/exit-system I ett entry/exit-system är kostnaden för transportkapacitet på gasnätet uppdelad i en entryoch en exit-komponent. En aktör som vill transportera gas in på gasnätet måste därmed boka kapacitet i en entrypunkt. Om aktören istället vill transportera gasen ut ur nätet bokas kapacitet i en exitpunkt. Entry- och exitkapacitet bokas alltså separat, och gas kan föras in i systemet från samtliga entrypunkter och därefter gå ut ur systemet ur samtliga exitpunkter. Kapaciteten i olika punkter kan prissättas individuellt. Kostnaden för att transportera gas från en punkt A till en punkt B speglar därmed inte alltid den faktiska transportsträckan, till skillnad från i ett point-to-point-system (Bausch & Schwenker 2009). Ett entry/exit-system bör inkludera en virtuell handelsplats där gas kan handlas, oberoende av gasens position i systemet. Då kapacitet vid entry- och exitpunkter bokas separat är det med ett entry/exit-system möjligt för en aktör att boka entrykapacitet in till ett gasnät och sälja gasen på den virtuella handelsplatsen, för att därefter låta en ny aktör boka exitkapacitet ut från systemet och sälja gasen till exempelvis en slutkund, eller i ett annat entry/exit-system. Detta underlättar handel med gas och är en stark anledning till varför entry/exit-system förespråkas (Bausch & Schwenker 2009). Tariffer Tariffen, en central del i bokningen av kapacitet, är avgiften en aktör måste betala för att få kapacitet i rörledningen och därmed möjlighet att transportera gas. Det är även en 13
central storhet för nätbolagen som äger näten eftersom det utgör deras primära intäktskälla. Den tariffstruktur som nätbolagen använder sig av har i det generella fallet två primära komponenter. Den första är hur stor procentandel av tariffkostnaden som tillfaller entry respektive exit, det vill säga hur mycket en aktör måste betala för att få komma in på ett rörsystem och hur mycket en aktör måste betala för att komma ut från systemet. Den andra komponenten avser hur stor del av kostnaden som är fast respektive rörlig - där fast kostnad avser bokning av en specifik kapacitet i rörledningen medan rörlig kostnad avser betalning för den volym gas som faktiskt transporteras. Att nätägare till följd av kostsamma infrastrukturinvesteringar har stora fasta kostnader relativt rörliga, brukar avspeglas i att den största delen av tarifferna är fasta. Slutkunderna har däremot i de flesta fall en kraftigt varierande användning från år till år och föredrar därför att betala för den faktiska volym de använder (Farran-Lee 2013). Ett vanligt sätt att prissätta fast kapacitet är genom auktioner. Finns det inte kapacitetsbrist på gasledningarna blir priset det reglerade reservationspriset, vilket är det pris nätägaren måste ha för att kunna täcka sina kostnader plus en viss förutbestämd vinstmarginal. Om det råder brist på kapacitet ökar priset, vilket i sin tur ger en signal om var det saknas kapacitet - något som i sin tur kan åtgärdas. Auktioner anses vara ett effektivt sätt att hantera trängsel på ledningarna som kan uppkomma då en gasmarknad växer (Alonso, A. et al. 2009). Kapacitetsprodukter Nätägare tillhandahåller sina kapacitetsprodukter med varierad tidsfrist, som kan vara allt från års- till dagsbasis. Vilka produkter en nätägares kunder föredrar speglas i deras behov. Bokningen av kapacitet kan optimeras utifrån kundernas förbrukning - är förbrukningen jämn över året kan en längre tidsfrist vara fördelaktig medan en oregelbunden förbrukning kan göra en kortare frist mer lämplig. Sammanlagring Sammanlagring uppstår då den aktör som bokar kapacitet på gasnäten har flera slutkunder i sin kundportfölj. Då kunderna använder sin kapacitet vid olika tillfällen och inte alltid den kapacitet de beställt är det möjligt för den kapacitetsbokande aktören att summera alla enstaka bokningar och göra en bokning som är mindre än summan av kundernas bokade kapacitet (Energimarknadsinspektionen 2006). Kapacitetsbokning innebär ett riskmoment för inblandade aktörer. Det är samtidigt viktigt att göra en så effektiv bokning som möjligt för att undvika onödiga kostnader. En aktör som har en större kundbas kan med sammanlagring få en konkurrensfördel (Svenska gasföreningen 2006), men detta går att undvika exempelvis genom att använda tariffer som till större del är baserade på faktisk volym, alternativt tillhandahålla kortare kapacitetsprodukter (Danø 2013). 14
Balansering Det krävs även att det finns marknadsaktörer med ansvar att övervaka och styra gasnäten så att de fungerar. En viktig del av detta är att se till att gasnäten är i balans, det vill säga att det över tid förs in lika mycket gas i systemet som det tas ut. 15
Aktörer på gasmarknaden Det finns ett flertal typer av aktörer på EU:s gasmarknader, varav ett antal redan berörts tidigare i rapporten. I vissa länder skiljer sig deras roller, i andra är de desamma. Det här avsnittet förklarar de huvudsakliga uppgifter som de olika aktörsgrupperna har. Handelsaktörer Leverantörer säljer naturgas till slutkunder. Gashandlare handlar med gas på grossistmarknaden (DNV KEMA 2013a) och kan sälja naturgas till en leverantör för vidare försäljning till kund, handla med andra gashandlare, eller lagra gasen i ett lager för att sälja den när priserna är mer fördelaktiga. Leverantörer handlar ofta den gas de säljer till slutkund på grossistmarknaden, och agerar därför också gashandlare varför aktörsrollerna används synonymt - men det är värt att påpeka att det finns en skillnad. Transportaktörer Shippers ansvarar för transport av gas. En shipper bokar den kapacitet på transportledningarna som krävs för att transportera en viss mängd gas från en plats till en annan, vilket exempelvis kan vara från ett entry/exit-system till ett annat eller från ett gaslager till slutkonsument (DNV KEMA 2013a). Shippers har även ofta ansvar för att den inmatning och det uttag av gas de gör i ett nät är i balans. Gashandlare och leverantörer kan använda sig av en shippers tjänster för att transportera sin gas. På den svenska marknaden finns inte denna aktörsgrupp till skillnad från övriga Europa, några svenska aktörer är däremot shippers på utländska marknader. Nätoperatörer och lageraktörer Transmissionsnätsoperatör är en aktör som ansvarar för drift och administration av ett transmissionsnät. Det är inte alltid transmissionsnätsoperatören som äger nätet. Transmissionsnätsägaren kan överlåta ansvaret för driften på en annan aktör, som då blir transmissionsnätsoperatör, för att sköta driften. Denna aktör har ofta systembalansansvar vilket innebär att ansvar att övervaka gasnätet och vidta åtgärder för att säkerställa att gasnätet är i balans (SOU 2011). Distributionsnätsoperatör är en aktör som ansvarar för driften av ett distributionsnät (SOU 2011). Distributionsnätsoperatören är i normalfall även ägaren till distributionsnätet och båda rollerna brukar användas synonymt Lageroperatör är en aktör som ansvarar för drift av lager (SOU 2011). 16
Övriga aktörer Tillsynsmyndighet är den myndighet i ett land som utövar tillsyn på gasmarknaden (SOU 2011). 17
EU:s harmoniseringsarbete De beslut som tas inom EU avseende gasmarknadernas funktion och utformning får konsekvenser för samtliga länder inom unionen som förväntas anpassa sina system efter det rådande regelverket. Detta kapitel sammanfattar EU:s harmoniseringsarbete och i en senare del av rapporten utvärderas dess konsekvenser för den svenska marknadsmodellen. EU:s mål är att skapa en integrerad och likvid inre marknad för el och gas som fungerar effektivt och flexibelt. Detta för att kunna säkra en konkurrenskraftig och trygg energiförsörjning för hushåll och företag, något som manifesteras i följande citat: [Det är] en förutsättning för att vi ska kunna gå över till en ekonomi med låga koldioxidutsläpp och upprätthålla en säker energiförsörjning till lägsta möjliga kostnad att vi uppnår en fullständig integrering av Europas energinät och energisystem och öppnar energimarknader ytterligare (Europeiska Kommissionen 2012, s. 2) 2014 ett optimistiskt mål för harmonisering av energimarknaderna i EU Harmoniseringen av medlemsstaternas nationella energimarknader har steg för steg genomförts sedan 1999 (EU 2009a). År 2014 har satts upp som målpunkt för fullbordandet av en fullständigt integrerad och harmoniserad inre marknad för energi (Europeiska Kommissionen 2012). Att lyckas med detta har visat sig problematiskt och kommissionen har gjort följande yttranden i frågan: Medlemsstaterna är långsamma med att anpassa sin nationella lagstiftning och skapa helt konkurrensutsatta marknader där konsumenterna är delaktiga. Det är också viktigt att de överger sina inåtvända och nationellt definierade strategier och inte lyssnar på eventuella krav på sådan politik. Sådana tendenser hindrar den inre marknaden från att fungera effektivt. (Europeiska Kommissionen 2012, s. 3) En prioritet för kommissionen är [ ] genomförandet av överträdelseförfaranden mot de medlemsstater som ännu inte helt har införlivat direktiven i tredje energipaketet eller som inte införlivat dem korrekt. (Europeiska Kommissionen 2012, s. 8) Kommissionen vill således att medlemsstaterna ser till vad som är bäst för hela EU, samt lyfter fram åtgärder vid bristfällig implementering av direktiven i tredje energimarknadspaketet som en prioritet. 18
Det tredje inre marknadspaketet för energi Introduceringen av det tredje inre marknadspaketet är den senaste åtgärden i syfte att skapa en harmoniserad inre marknad, och innefattar EU-rättsakter av två slag direktiv och förordningar. Förordningar är direkt bindande och har så kallad allmän giltighet, vilket innebär att de gäller i alla medlemsländer i vilka de trätt i kraft som del av den nationella lagstiftningen. Ett medlemsland får med andra ord inte göra någonting som går emot dem. Direktiv innefattar krav på medlemsländernas lagstiftning. Det är upp till varje medlemsland att avgöra hur lagstiftningen skall se ut, men den måste minst uppfylla kraven i direktivet. I vissa fall kan motsvarande regler redan finnas implementerade i den nationella lagstiftningen, varför landet kan hänvisa till dem istället för att vidta ytterligare åtgärder (Europeiska Kommissionen 2013c). Det kan beslutas om tillägg till direktiven och förordningarna. På EU-nivå utvecklas också nätkoder, även kallat nätföreskrifter. Dessa har en central roll i EU:s harmoniseringsarbete och består av gemensamma regler för hur tekniska och handelsmässiga frågor ska hanteras. När en nätkod genomarbetats och slutligen godkänts av beslutsfattande organisationer blir den en del av den EUlagstiftningen som berör gasmarknaden (Europeiska Kommissionen 2013b). För en detaljerad beskrivning av hur beslutsfattandeprocessen ser ut och vilka parter som innefattas, se Appendix. De EU-rättsakter som har konsekvenser för marknadsmodellen är Förordning (EG) 715/2009 om villkor för tillträde till naturgasöverföringsnäten och Direktiv (EG) 73/2009 om gemensamma regler för den inre marknaden för naturgas (SOU 2010). Till Förordning 715/2009 hör ett flertal nätkoder som ska formaliseras: Congestion Management Procedures (CMP), Capacity Allocation Mechanism (CAM), Balancing (BAL), Interoperability (IO) och Tarrifs (TAR). Av dessa är det endast CMP som är helt antagen och tillagd i Appendix till Förordning 715/2009 (Europeiska Kommissionen 2013a). Frivillig implementering av CAM har redan påbörjats i vissa länder, däribland Danmark, och nätkoden förväntas läggas till förordningen under tredje kvartalet 2013 (ENTSOG 2013b). Beskrivningar av dessa nätkoder följer på nästa sida. CMP och CAM kommer att beskrivas mer ingående då de har kommit en avsevärt längre bit i processen till att bli antagen i lagstiftningen än de övriga nätkoderna och därför är mer aktuella i dagsläget. Även BAL har kommit en bit på vägen men utvecklingen av IO och framför allt TAR är fortfarande i ett förberedande stadium och kommer sannolikt att genomgå större förändringar framöver. 19
Tabell 1 Nätkoder Benämning Beskrivning 1 Implementering 1 förväntas påbörjas 2 Congestion Management Procedures (CMP) Avser att minska trängseln på transmissionsnätet för gas, mot bakgrund av att energibolag som använder ledningarna för transport av gas ofta använder mindre kapacitet än de faktiskt har reserverad och därmed förhindrar andra aktörer från att nyttja näten. För att lösa detta medför CMP att kapacitet som inte utnyttjas återbördas till marknaden enligt principen use-it-or-loose-it, vilket försäkrar att aktörer använder sin reserverade kapacitet mer effektivt. Redan implementerad Capacity Allocation Mechanism (CAM) Har som mål att effektivisera kapacitetsallokeringen i gränspunkter mellan entry/exit-zoner. Detta innefattar bl.a. regler för hur allokering av kapacitet ska gå till och vilka kapacitetsprodukter som ska erbjudas i gränspunkterna. Specifikt ska produkter med ihopslagen (eng. bundled) kapacitet erbjudas på års-, kvartals-, månads-, dags- och intradagsbasis. Nätkoden styr också mot upprättande av standardiserade kommunikationskanaler i syfte att upprätthålla ett tillräckligt informationsutbyte mellan nätverksanvändare. För att dessa regler ska kunna följas krävs skapandet av bokningsplattformer för kapacitet, där den långsiktiga målsättningen är att ha en gemensam plattform för hela EU. Nätkoden innefattar en handlingsplan för att uppnå detta. 3 2013 Balancing (BAL) Syftar till att samordna de olika system för balansering som finns i Europa. Att det finns flera balanszoner med olika regler innebär ett hinder för nya aktörer. Ytterligare ett problem är att det i visa medlemsländer finns bristfälliga rutiner för kommunicering till nätanvändare, varför nya aktörer kan ha svårt att balansera sina portföljer. 2014 Interoperability (IO) Fokuserar på den tekniska harmoniseringen av den europeiska gasmarknaden och regler för utbyte av data 2015 Tarrifs (TAR) Berör tariffstrukturen för gastransmissionsnäten i Europa, en känslig men viktig fråga då det får konsekvenser för operatörernas intäktsmodeller. 2015 1 2 3 Informationen är, där inget annat angivits, hämtad från EU-kommissionens hemsida (Europeiska Kommissionen 2013b) Informationen kommer från Shipper s Forum 13 juni 2013 (Energinet.dk 2013a), observera att dessa tidsangivelser kan komma att ändras Informationen kommer från CAM Network Code CAP291-12, ENTSOG (2012) 20
PRISMA PRISMA är en plattform för bokning av kapacitet i gränspunkter mellan olika entry/exitzoner, som upprättats i syfte att uppfylla kraven i nätkoden CAM. Det är ett pilotprojekt på initiativ av transmissionsnätsoperatörer i Europa, som upprättats frivilligt innan CAM har trätt i kraft. Plattformen lanserades den 1:a april 2013 och finns idag i sju länder: Nederländerna, Belgien, Frankrike, Italien, Danmark, Tyskland och Österrike. Det är med PRISMA möjligt att boka kapacitet från exempelvis Frankrike ända fram till Sverige. Gashandlare i Sverige kan idag använda PRISMA för att boka exit-kapacitet från det danska nätet till det svenska (Energinet.dk 2013a). Ett problem är att all kapacitet som finns inte läggs ut på plattformen utan förmedlas via tidigare sätt (Rutherford 2013), men detta bör ses i ljuset av att PRISMA är väldigt nytt. Ytterligare en plattform är under utveckling, för bokning av sekundär kapacitet, och dessutom planeras introducering av fler kapacitetsprodukter. PRISMA beskrivs redan några månader efter starten som en framgång. Det har skett en signifikant försäljning av årliga produkter och de med kortare löptid förväntas få ett uppsving när vinterhalvåret 2013/14 närmar sig. Systemet används av 260 shippers och när år 2013 ska summeras förväntas drygt 46 500 auktioner ha ägt rum på plattformen (Energinet.dk 2013a). Entry/exit-system I Förordning 715/2009 fastslås att ett system där nätanvändare kan boka entry- och exitkapacitet oberoende av varandra är det bästa sättet att öka konkurrensen på marknaden (EU 2009a). Detta medför att all gas som kommer in i en entry/exit-zon kan transporteras till samtliga exit-punkter. Tariffer ska inte vara beroende av transportvägen utan fastställas individuellt för varje punkt. Artikel 13 i förordningen ställer som krav att medlemsstater ska implementera ett entry/exit-system i de fall undantag inte finns, och de nätkoder som utarbetas förutsätter att ett sådant system är implementerat. EU:s Gas Target Model I samband med Madrid Forum i september 2010 inleddes processen att utarbeta en målbild för den europeiska gasmarknadens utformning (Taylor 2011). Denna målbild är officiellt benämnd Gas Target Model (GTM). GTM förutsätter att alla länder har entry/exit-system implementerade, men innefattar inga instruktioner om hur varje enskilt land i detalj bör utforma sina inhemska system. Snarare fokuseras på samspelet mellan nationella gasmarknader och på frågan genom vilka åtgärder de respektive zonerna inom EU ska kunna komma att bli fungerande 21
grossistmarknader. CEER 1 (2011), en samarbetsorganisation bestående av nationella tillsynsmyndigheter inom EU, skriver att likviditeten på marknaden kan komma att vara otillräckligt låg trots implementering av entry/exit-zoner och tillhörande nya regler. Rapporten innehåller en redovisning av vad en fungerande grossistmarknad ska uppfylla i termer av marknadskoncentration, tillgång till gas från ett flertal källor, storlek på efterfrågan samt handelsvolymer 2. Bland annat eftersträvas en efterfrågan inom zonen som överstiger 20 miljarder kubikmeter gas, vilket motsvarar runt 220 TWh. En genomgång av EU-ländernas konsumtion visar att det i nuläget bara är sex länder som enskilt uppfyller detta: Storbritannien, Frankrike, Tyskland, Italien, Nederländerna och Spanien (IEA 2012). För att uppnå en fungerande grossistmarknad kan därför vissa åtgärder krävas och en översiktlig handlingsplan finns presenterad i GTM. De åtgärderna kan vara av nationell karaktär men också innefatta gränsöverskridande samarbeten av olika slag. Som ett första, viktigt steg uppmanar dock CEER implementering av fungerande entry/exit-system i samtliga länder i unionen (CEER 2011). 1 Council of European Energy Regulators 2 Önskvärt är en churn rate på 8, HHI under 2000, gas tillgänglig från åtminstone tre olika källor, en total efterfrågan i entry/exit-zonen överstigande 20 bcm och RSI över 110 % mer än 95 % av året (CEER, 2011). 22
Den svenska gasmarknadsmodellen - elmodellen Den modell som används på den svenska gasmarknaden har sitt ursprung i modellen som används på den svenska elmarknaden, därav namnet elmodellen. Dess särskiljande drag är att distributionsnätsägaren bokar kapacitet på det överliggande transmissionsnätet, för kundens räkning. Detta gör att den bokade kapaciteten inte påverkas av vilken leverantör slutkunden väljer, och att det inte finns någon shipper. Leverantören måste däremot anlita en balansansvarig, en speciell roll för den svenska marknaden, för att se till att leverantörens intag och uttag från gasnätet är i balans (Svenska Gasföreningen 2006). Jämförelse av fysikaliska egenskaper hos el och gas och dess implikationer på systemen inom vilka de ska hanteras Givet gasmarknadsmodellens ursprung från elmarknaden presenteras här en kortare jämförelse av de bägge energibärarna. Elektricitet har ett antal egenskaper som skiljer sig från gasens. Dels är elektriciteten helt nätbunden. Detta gäller inte nödvändigtvis naturgas som utöver i ledningssystemet kan fraktas som LNG, naturgas under tryck (CNG), med exempelvis lastbil eller andra transportmedel. Elektricitet kan inte heller lagras utan måste i princip produceras och konsumeras vid samma tillfälle (Wimschulte 2010). Gasen i sin tur kan både lagras i säsongslager men också direkt i gasledningarna. Vid elektricitetstransport sker förluster i ledningarna, där längre transportsträckor medför större förluster. Till följd av detta sker produktion och konsumtion fördelaktigt i nära anslutning till varandra. I Sverige sker en stor del av produktionen i de norra delarna av landet medan konsumtionen i huvudsak är centrerad till de stora städerna i söder detta problem har uppmärksammats och ett syfte med att dela in landet i olika prisområden är just att skapa incitament att föra produktionen närmre slutkonsumenten (Damsgaard & Green 2005). Gastransport medför inte direkta energiförluster. Medan elektricitetflödet justeras med frekvensändringar, styrs gasflödet av trycket i ledningarna. En längre transportsträcka innebär att systemet måste kunna upprätthålla önskvärt tryck under en längre tid vilket exempelvis kan kräva installationer av kompressionsanläggningar utmed ledningarna. Dessa anordningar kan i sin tur drivas på gasen i ledningar (Farran-Lee 2013). Medan den geografiska placeringen av produktionsanläggningar för elektricitet i relativt stor utsträckning kan styras, med undantag för exempelvis vattenkraft, är produktionen av naturgas helt och hållet styrt av geologiska förutsättningar. Gasmarknaden präglas därför av långa transportsträckor och transport utgör därigenom en mer central del av värdekedjan. 23
Beskrivning av den svenska gasmarknadsmodellen Här följer en beskrivning av den modell som används på den svenska gasmarknaden fördelad under rubrikerna gashandel, kapacitetsbokning, balansering samt övervakning och kontroll. Slutligen ges en överblicksbild av handelsflöden i systemet. Gashandel Den geografiskt mest närliggande och välfungerande grossistmarknaden där aktörer kan köpa gas är den danska, innefattande två handelsplatser: GTF och Gaspoint Nordic (Energinet.dk, 2013b). Rollen som leverantör i Sverige är inte lika tydlig som i många andra länder. Det finns inget register över leverantörer och med beaktande av åtskillnadskravet får vem som helst - som inte äger ett gasnät - sälja gas till svenska slutkunder (Farran-Lee 2013). Det svenska systemet innefattar en virtuell gashandelsplats. Denna gör det möjligt för leverantörer och gashandlare i Sverige att handla gas med varandra, men detta görs endast i begränsad omfattning (Farran-Lee 2013). Kapacitetsbokning Det är de aktörer som är anslutna till det svenska transmissionsnätet, exempelvis distributionsnätsägare eller direktanslutna kunder, som har avtal om kapacitet med transmissionsnätsägaren Swedegas. De är därmed transportaktörer på den svenska marknaden. Distributionsnätsägarna bokar nödvändig kapacitet på transmissionsnätet för sina anslutna slutkunder som i sin tur betalar för transport av gas på både transmissionsoch distributionsnätet (Svenska Gasföreningen 2006). Den svenska modellen för bokning av kapacitet brukar beskrivas som en frimärkestariffmodell i och med att det inte krävs en entrybokning av kapacitet för att få tillträde till transmissionsnätet (DNV KEMA 2013b). För att få kapacitet krävs istället att det finns en exit-bokning ut ur transmissionsnätet. En leverantör som vill sälja gas till en slutkund i Sverige behöver till följd av den svenska modellen inte boka kapacitet på det svenska nätet, i och med att detta sköts av distributionsnätsägarna eller de till transmissionsnätet direktanslutna kunderna. En aktör som handlar gas från Danmark, eller ett annat land, måste däremot boka kapacitet på det utländska nätet för att transportera gasen till Sverige. Det medför att aktören antingen själv måste agera shipper och köpa transportkapacitet från exempelvis Danmark till Sverige, eller anlita en shipper som gör det. Många svenska aktörer på gasmarknaden är också shippers i Danmark, som: E.ON Gashandel Sverige AB, Göteborg Energi AB, Modity Energy Trading AB och DONG Naturgas A/S (Energinet.dk 2013c). 24