Majoriteten EU-länder har en entry/exit-modell för naturgasmarknaden. I övriga fall har de flesta en variant av en frimärkestariffmodell, som exempelvis Sverige. Tabell 2 nedan visar hur fördelningen ser ut:
Det finns dock skillnader i utformningen av entry/exit-modellen mellan olika länder. En sådan av intresse för denna rapport gäller omfattningen av entry/exit-zonen. En del länder tillämpar en modell där zonen endast inkluderar transmissionsnätet, medan andra tillämpar en modell där hela gasnätet ingår. Det senare medför att en marknadsaktör kan boka kapacitet även på distributionsnätet fram till slutkund. Även aktörsrollerna kan skilja sig från land till land beroende på hur de valt att implementera sin entry/exit-modell.
I den här studien har vi valt att kalla en entry/exit-modell där en shipper endast kan boka kapacitet på transmissionsnätet för en ”halv” shippermodell, och en modell där en shipper även ges tillträde till distributionsnätet för en ”hel” shippermodell. Observera att Gas Target Model (GTM) inte innefattar önskemål om entry/exit-zonens omfång. CAM sätter exempelvis upp riktlinjer som får konsekvenser för övergångspunkter mellan olika marknadszoner, och nätkoden kan implementeras oavsett om ett land inkluderat distributionsnätet i sin zon eller inte.
För att konkretisera hur EU-länder har löst implementeringen på sina naturgasmarknader tas ett antal exempel upp i följande stycken nedan. För en mer heltäckande beskrivning av samtliga länders marknadsmodeller rekommenderas rapporten från DNV KEMA (2013).
Tabell 2 Gasmarknadsmodeller i Europa
Entry/Exit Frimärkestariff
Belgien, Danmark, Frankrike, Grekland, Bulgarien, Estland, Finland, Lettland,
Irland, Italien, Nederländerna, Polen, Litauen, Luxembourg, Sverige
Portugal, Rumänien, Slovakien, Slovenien, Spanien, Storbritannien, Tjeckien, Ungern
Källa: DNV KEMA (2013a)
”Halv” shippermodell
I denna modell konkurrensutsätts transporten på transmissionsnätet, då det är shippers som bokar kapaciteten till skillnad från i elmodellen där uppgiften faller på distributionsnätsbolagen. Precis som i Sverige köper gashandlare gas som säljs till leverantör, alternativt sköter leverantören sin egen gashandel. I det fall leverantören även agerar shipper bokas också erforderlig kapacitet på transmissionsnätet.
Leverantören tecknar ett leverantörsavtal med kunden om gasleverans och fakturerar kunden för gas och transport på transmissionsnätet, även inkluderande exempelvis lagring och balansering. Kunden får sedan en separat faktura från distributionsnätsbolaget avseende transport på distributionsnätet.
Figur 9 Halv shippermodell.
Fallet Danmark
Danmark har en ”halv” shippermodell där transmissionsnätet utgör en entry/exit-zon.
Då Danmark är i Sveriges direkta närhet och den i dagsläget enda betydande införseln av naturgas till Sverige sker från Danmark, beskrivs deras system mer ingående i det följande.
Det danska gasnätet är anslutet till Sverige via en ledning från Dragør och till Tyskland via Ellund. Danmark får en stor del av sin naturgas från de egna naturgasfälten i Nordsjön och produktionsnäten är sammankopplade med transmissionsnätet i Nybro i västra Danmark. Det finns två stora säsongslager i landet, som möjliggör för utjämning över året där gas lagras under sommaren när efterfrågan är låg för att sedan kunna konsumeras under vinterhalvåret då efterfrågan är som störst (Nordic Energy Perspectives 2009).
Danmark är en nettoexportör av gas genom produktion i Nordsjön, i huvudsak från gasfält ägda av Danish Underground Consortium (DUC) bestående av A.P Møller, Shell,
Chevron och statsägda Danska Nordsjöfonden (DUC 2013). Energistyrelsen, Danmarks motsvarighet till Energimyndigheten, utför löpande mätningar för att uppskatta storleken på de inhemska, utvinningsbara reserverna. I slutet av 2011 beräknades de uppgå till 95 miljarder kubikmeter, vilket motsvarar ungefär 15 års gasproduktion räknat med förbrukningen för år 2011 i Danmark (Danish Energy Agency 2011).
Handel
Det finns i Danmark två virtuella handelsplatser där gas i det danska systemet kan byta ägare: GTF och Gaspoint Nordic (tidigare Nord Pool Gas), där den senare är en spotmarknad. Den största delen av handeln med gas på den danska marknaden utgörs av långa kontrakt (Energinet.dk 2013d). År 2009 och 2010 handlades ungefär 90 % av de totala gasvolymerna genom långtidskontrakt, men trenden går dock mot en högre andel spot-handel på marknadsplatserna (Europeiska Kommissionen 2011).
Grossistmarknaden i Danmark har historiskt sett karaktäriserats av en hög marknadskoncentration där de tre största aktörerna har haft kontroll över minst 95 % av de totala volymerna (Nordic Energy Perspectives 2009). DONG Energy har utöver egen produktion även omfattande långtidskontrakt med DUC. Erhållna volymer genom dessa kontrakt är dock på avtagande: år 2007 hade de rätt till 7,5 miljarder kubikmeter årligen, 2010 var volymen 4,3 miljarder kubikmeter och sedan 2011 förhandlas volymerna på årlig basis (Nordic Energy Perspectives 2009). År 2012 kom enligt bolagets senaste årsredovisning 33.7 TWh från långtidskontrakt med DUC, vilket motsvarar ungefär 3.1 miljarder kubikmeter (DONG Energy 2012).
Kapacitetsbokning
En leverantör i Danmark måste anlita en shipper, i Danmark kallad transportkund, för att boka kapacitet på det danska transmissionsnätet. I de flesta fall är leverantör och shipper samma aktör.
I det danska nätet erbjuder transmissionsnätsoperatören fyra olika typer av kapacitetsprodukter: (Energinet.dk 2013d):
• Entrykapacitet – kapacitet in till det danska gassystemet
• Transitkapacitet – kapacitet ut från det danska gassystemet i tre specifika punkter
• Exitzonkapacitet – kapacitet ut från det danska transmissionsnätet till distributionsnät
• BNG entrykapacitet – kapacitet in till systemet från biogasproduktion
Kapacitet i gränspunkterna Ellund mellan Danmark och Tyskland, och Dragør mellan
Balans
Energinet.dk som äger transmissionsnätet har det övergripande systembalansansvaret i Danmark. Det är shippern som är ansvarig för att balansera det mängd gas som förs in på och tas ut från det danska transmissionssystemet (Energimarknadsinspektionen 2012).
Precis som i Sverige tillåts en viss obalans, i detta fall 3 %, och ytterligare marginal går att köpa genom ett auktionsförfarande hos Energinet.dk som tillhandahåller en marknadsplats för balanseringsmarginal. De shippers som levererar biogas till systemet tillåts ha en marginal på 15 % (Energinet.dk 2008).
”Hel” shippermodell
DNV KEMA (2013a) har gjort en utredning och kartläggning av gasmarknadsmodeller i Europa på uppdrag av EU-kommissionen, och presenterar i den vad de kallar ett helt entry/exit-system. I ett sådant är transmissions- och distributionsnäten fullständigt integrerade, vilket innebär att transmissions- och distributionsnätsägarna internt löser problem relaterade till kapacitetsbokning vid systemens sammankopplingspunkter (eng.
city gate). Vidare är distributionsnätverket en del av marknads- och balansområdet och obalanser i in- och utmatning summeras för alla de entry- och exit-punkter där en shipper har kapacitet, oavsett om dessa punkter befinner sig i transmissions- eller distributionsnätet (DNV KEMA 2013a).
Figur 10 Hel shippermodell
Illustrationen ovan utgör ett exempelfall och den exakta utformningen kan variera beroende på hur ett land valt att implementera sin modell; exempel på detta följer i nästkommande stycke. Det kan exempelvis vara så att en shipper bokar kapacitet i övergången mellan transmissions- och distributionsnät varefter distributionsnätsägaren avsätter erforderlig kapacitet på sitt nät. Den avgörande skillnaden mellan en hel och en halv shippermodell är att slutkonsumenten i det förstnämnda fallet enbart behöver ha en motpart i form av en leverantör som också agerar shipper. Konsumenten kommer
därför, om det bedöms fördelaktigt, enbart behöva betala en enda faktura som inkluderar både transport och gas.
Länder med hel shippermodell
Många länder i EU har en hel shippermodell. Modellens exakta struktur skiljer sig dock åt. Två skillnader som egentligen inte är centrala för denna studie, men ändå kan vara intressanta att belysa, gäller hur övergången mellan transmissions- och distributionsnät hanteras, respektive hur kapacitet för en exitpunkt hos en slutkund ansluten till distributionsnätet bokas och betalas. Exempel på länder med en hel shippermodell är Storbritannien, Nederländerna och Irland.
I Storbritannien (exklusive Nordirland) måste nätanvändare (shippers) som förser slutkonsumenter med gas inte boka exit-kapacitet till distributionsnätet. Detta sköter distributionsnätsoperatören (DNV KEMA 2013b).
I Nederländerna däremot, behöver nätanvändaren boka kapacitet i övergången mellan över- och underliggande nät – men denna kapacitet allokeras automatiskt utifrån information från distributionsnätsägaren avseende de olika nätanvändarnas marknadsandelar i systemet (DNV KEMA 2013b).
I Irland bokar inte shippers (nätanvändare) explicit kapacitet på distributionsnätsnivå till sina kunder. Exit-kapaciteten i distributionsnätet tillhör slutkunden, varför den automatiskt tillfaller och debiteras den leverantör som slutkunden väljer. Byter en slutkund leverantör, och därmed shipper, får den nya shippern exit-kapaciteten från transmissionsnätet och kapacitet på distributionsnätet samt faktureras för dessa (DNV KEMA 2013b).
Aktörers synpunkter om gasmarknadsmodeller
Jämfört med en modell där shippers har hand om kapacitetsbokningen innebär den svenska elmodellen både för- och nackdelar. Dessa skall nu beskrivas på basis av synpunkter som framkommit under de intervjuer som gjorts i samband med detta arbete.
Det rör sig alltså om marknadsaktörernas subjektiva bedömningar. Annan relevant information som till exempel material presenterat tidigare i liknande rapporter inkluderas dock som komplement.
De för- och nackdelar som inkluderas återfinns under följande rubriker
• Gasprisets transparens
• Lättförståelighet
• Motpartsrisk vid kapacitetsbokning
• Sammanlagringsmöjligheter
• Konkurrensfaktorer och inträdesbarriärer till marknaden Gaspristransparens
Flertalet aktörer menar att elmodellen ger en mer transparent prisbild än en shippermodell till följd av att transportkostnaden är separerad från gaspriset, vilket innebär att slutkonsumenterna lättare kan se vad de faktiskt betalar för. Det gör att de också kan jämföra sitt gaspris med rådande pris på hubbar i Europa.
Att elmodellen är mer transparent än en shippermodell hävdas även i två rapporter från Energimarknadsinspektionen respektive Svenska Gasföreningen, bägge författade år 2006. De tar också som huvudsakligt argument upp det faktum att gas- och transportpris är avskilda från varandra. I rapporten från Gasföreningen konstateras dock att bilden kompliceras av att transportkostnaden inkluderar transport i både distributions- och transmissionsnätet, samt att kostnaden för transport fram till svensk landsgräns är inkluderad i gaspriset. Det är alltså endast transport i Sverige som avses även om transportkostnader i utlandet utgör en betydande del (Svenska Gasföreningen 2006).
Många aktörer påpekar dock att det viktigaste för kunden är ett lågt gaspris snarare än att gaspriset är transparent. Ett högt gaspris skulle innebära att många slutkunder byter från gas till andra energikällor, något som skulle påverka hela gasindustrin negativt.
Lättförståelighet
Många aktörer framför att elmodellen har en fördel gentemot shippermodellen då den är enkel och därför lätt att förstå. Det är exempelvis samma aktör, distributionsnätsägaren, som bokar kapacitet på transmissionsnätet för samma kunder varje år. Den svenska marknaden är liten och har endast ett fåtal aktörer. Detta menar en aktör gör att det finns
en förståelse och kunskap om hur den fungerar. Det är också lätt att veta vem man ska ta kontakt med.
Ett annat argument som framförs till fördel för elmodellen i anslutning till detta är att den har sitt ursprung i den modell som används på elmarknaden och att detta därför gör att aktörer som är aktiva på bägge marknaderna känner igen sig.
En aktör menar att en övergång till en shippermodell kan skapa ökad komplexitet som försvårar för kunderna. Exempelvis kan det vara svårare att få tag i en utländsk motpart och avtal riskerar att tolkas på olika sätt.
ÅF (2006) drar som slutsats att då liknande modeller tillämpas på el- och gasmarknaden går det att använda erfarenheter från elmarknaden för att tillämpa på gasmarknaden. För många företag är gas en liten del av verksamheten och liknande rutiner för el och gas innebär en synergieffekt. I synnerhet för distributionsbolag och Svenska kraftnät som systembalansansvarig (Svenska Gasföreningen 2006).
Motpartsrisk vid kapacitetsbokning
En distributionsnätsägare menar att riskerna vid bokning av kapacitet blir mindre i och med användande av elmodellen, eftersom nätägarna lär känna sina kunder bättre.
Det samma gäller bokning av kapacitet på transmissionsnätet, och Swedegas kommenterar att den finansiella motpartsrisken är väldigt liten när distributionsnätsägare bokar kapacitet som i fallet med elmodellen. Denna risk kan givetvis komma att öka vid en modellövergång.
Sammanlagringsmöjligheter
En gashandlare menar att elmodellen inte ger marknadsaktörer möjlighet att konkurrera om sammanlagring eftersom kapacitetsbokningen görs av distributionsbolagen.
Distributionsbolagen tjänar visserligen pengar på att göra effektiva bokningar men de har svaga incitament att överföra nyttoeffekten till kund. Genom att utsätta sammanlagringen för marknadskonkurrens, vilket är fallet vid övergång till shippermodell, tror samma aktör att incitamenten för att effektivt använda sammanlagringsmöjligheter skulle öka och att sammanlagringseffekten skulle gå tillbaka till kunden.
Genom att utnyttja sammanlagringseffekterna kan en större marknadsaktör få konkurrensfördelar då transmissionskostnaden blir lägre, vilket riskerar att slå ut mindre aktörer. Att sammanlagringseffekten kan innebära ett problem för mindre aktörer är någonting som flertalet aktörer på den svenska gasmarknaden framhåller. En
betydande, men att den varierar beroende på vilka som är kunder. Större kunder premieras på bekostnad av småkunder när det gäller att återföra sammanlagringseffekten.
Det är de stora industrikunderna som marknadsaktörerna konkurrerar om och det är till dessa de vill kunna erbjuda ett bra pris.
Det gäller för den part som bokar kapaciteten att göra en smart bokning. Vem som bäst gör detta råder det delade meningar om - en fast reglerad aktör eller en fri handelsaktör på en konkurrensutsatt marknad.
Sammanlagringsmöjligheterna varierar kraftigt beroende på hur tariffstrukturen ser ut.
Det är den fasta kapaciteten som ger en möjlighet till sammanlagring, inte den rörliga.
Därför är det möjligt att vikta om tariffstrukturen till att den rörliga delen utgör en större del av totalkostnaden för att på så vis minska möjligheten till sammanlagring. Detta är dock inte helt enkelt eftersom transmissionsnätsföretagen föredrar en större andel fasta kostnader vilket bättre speglar deras interna kostnadsstruktur.
Konkurrens och inträdesbarriärer till marknaden
En intervjuad gasleverantör menar att den svenska modellen som sådan inte uppmuntrar till ökad konkurrens och att avregleringen har fungerat dåligt i Sverige, vilket delvis gjort att det är samma aktörer verksamma på naturgasmarknaden nu som före avregleringen.
Intervjupersonen menar vidare att befintliga aktörer har fått för mycket att säga till om vad gäller modellen och att denna har utformats med dem i åtanke istället för att se till vad modellen ska tjäna till. En representant vid danska Energinet.dk menar att den svenska modellen ger distributionsnätsägarnas en central roll, vilket är kontraproduktivt i förhållande till konkurrens. En privatkund väljer i regel en gasleverantör i samma koncern som den distributionsnätsägare inom vars nät kunden befinner sig, vilket låser marknaden. Detta är dock inte unikt för den svenska modellen utan förekommer även i många andra länder - däribland Danmark med deras shippermodell.
Flertalet aktörer menar att shippermodellen skapar en mer kommersiell marknad för naturgas vilket leder till incitament för nya aktörer att ta sig in på marknaden. Med en shippermodell utsätts transporten av naturgas för konkurrens i kontrast mot elmodellen där en fast distributör sköter kundernas transportbehov. En gashandlare menar att en modell som i stort överensstämmer med den modell som finns i övriga länder gynnar mindre utländska aktörer, vilka tjänar på att det råder samma regler som på deras hemmamarknader. Att Sverige har en avvikande modell kan innebära en inträdesbarriär, exempelvis kan aktörer som även är verksamma i andra länder, eller hade varit intresserade av en etablering i Sverige, få svårt att tillämpa samma strategier som man använder på andra marknader. Flertalet aktörer påpekar att den svenska modellen är svårförståelig för aktörer som inte är vana vid den.
En representant för ett distributionsbolag på den svenska naturgasmarknaden menar å andra sidan att elmodellen öppnar upp för fler aktörer än vad shippermodellen gör.
Detta till följd av att större handelsaktörer kan stänga ute mindre genom att i större utsträckning utnyttja sammanlagringseffekter i en shippermodell.
I intervjuerna framkom också att tariffstrukturen kan utgöra en inträdesbarriär, detta är dock inte avhängigt modellvalet. För en stor aktör med många hushållskunder går det att få större sammanlagringseffekter om den fasta tariffen är stor relativt den rörliga, vilket ger en stark konkurrensfördel.
Sammanfattning
De flesta av EU:s medlemsstater har en entry/exit-modell implementerad på sina gasmarknader, men modellernas specifika utformning skiljer sig åt beroende på land. Två typfall kan identifieras: en ”halv” shippermodell där transmissionsnätet är inkluderat i entry/exit-zonen och en ”hel” shippermodell där både transmissions- och distributionsnätet är inkluderade i zonen och därmed konkurrensutsätts. Den avgörande skillnaden mellan dessa två modelltyper är att slutkonsumenten i en ”hel” shippermodell enbart behöver en enda motpart och därmed en faktura om det bedöms fördelaktigt.
En sammanställning av resultaten från de intervjuer som genomförts i anslutning till rapporten, där för- och nackdelar med elmodellen kontra en shippermodell gås igenom, återfinns på nästa sida i Tabell 3.
Tabell 3 Sammanställning av synpunkter om marknadsmodeller KriteriumSynpunkter GaspristransparensFördel elmodellen till följd av att transport- och gaspris är separata. Gaspriset inkluderar dock fortfarande kostnad för transport fram till svensk landsgräns. LättförståelighetFördel elmodellen då den bedöms vara enkel och dessutom har sitt ursprung i den modell som används på elmarknaden varför många aktörer kan tillämpa samma rutiner för el som för gas. Motpartsrisk vid kapacitetsbokningFördel elmodellen då riskerna vid bokning i både transmissions- och distributionsnätet bedöms vara lägre. SammanlagringsmöjligheterTudelat. En shippermodell skulle visserligen innebära att marknadsaktörer ges möjlighet att konkurrera om sammanlagring, vilket inte är fallet med elmodellen då kapacitetsbokningen sköts av distributionsbolagen. Samtidigt påpekas att en större marknadsaktör ges en konkurrensfördel då transportkostnaden blir lägre, vilket riskerar att slå ut mindre aktörer. Konkurrens och inträdesbarriärer till marknadenFördel shippermodell - flertalet aktörer är överens om att denna lösning ger incitament för fler aktörer att ta sig in på den svenska marknaden då transporten konkurrensutsätts och distributionsbolagen får en mindre central roll. Samtidigt tas riskerna med sammanlagringsmöjligheter upp som ett potentiellt hot mot förbättrad konkurrens vid användning av shippermodellen.