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
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
Producenter
Långa kontrakt Spotmarknad
Slutkunder
Grossistmarknad (Gashandlare)
Slutkundsmarknad (Leverantörer)
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
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
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 entry- och 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
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).
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.
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).
Övriga aktörer
Tillsynsmyndighet är den myndighet i ett land som utövar tillsyn på gasmarknaden (SOU 2011).
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 för den europeiska energimarknaden är 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.
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 EU-lagstiftningen 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.
Tabell 1 Nätkoder BenämningBeskrivning1Implementering förväntas påbörjas2 1 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 data2015 Tarrifs (TAR)Berör tariffstrukturen för gastransmissionsnäten i Europa, en känslig men viktig fråga då det får konsekvenser för operatörernas intäktsmodeller. 2015 1 Informationen är, där inget annat angivits, hämtad från EU-kommissionens hemsida (Europeiska Kommissionen 2013b) 2 Informationen kommer från Shipper’s Forum 13 juni 2013 (Energinet.dk 2013a), observera att dessa tidsangivelser kan komma att ändras 3 Informationen kommer från CAM Network Code CAP291-12, ENTSOG (2012)
PRISMA
PRISMA är en plattform för bokning av kapacitet i gränspunkter mellan olika entry/exit-zoner, 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 exit-kapacitet 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.
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.