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.
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 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 transmissions- och 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).
Distributionsnätsägaren har möjlighet till sammanlagring genom att slå ihop sina anslutna kunders totala kapacitetsbehov och boka tillräcklig kapacitet på transmissionsnätet.
Slutkunden betalar en transportavgift till distributionsnätägaren, vilket inkluderar kapacitet på transmissions- och distributionsnätet. Även gashandlaren har en viss möjlighet till sammanlagring genom att boka exitkapacitet från det danska nätet.
Balansering av det svenska naturgasnätet
Varje leverantör måste anlita en så kallad balansansvarig aktör, alternativt välja att vara det själva - en roll som är unik för den svenska modellen. Balansansvariga aktörer ansvarar för att se till att det förs in lika mycket gas i nätet som slutkunderna till de leverantörer som anlitat den balansansvarige aktören använder, det vill säga som tas ut ur nätet. Aktören måste upprätta ett balansavtal med transmissionsnätsägaren Swedegas.
Om obalans uppkommer, det vill säga att uttag ur nätet överskrider inmatningen, är den balansansvarige skyldig att åtgärda detta - exempelvis genom gashandel eller att köpa balanstjänster av Swedegas (Swedegas 2013b).
I nuläget finns fyra balansansvariga aktörer som har avtal med systemoperatören Swedegas på den svenska marknaden: DONG Naturgas A/S, E.ON Gashandel Sverige AB, Göteborg Energi AB och Modity Trading AB (Energimarknadsinspektionen 2013a).
Den aktör som har det övergripande systembalansansvaret är Swedegas, som från och med den 1:a juni 2013 övertog det från Svenska Kraftnät (Farran Lee 2013).
Det svenska systemet präglas av stora möjligheter till lagring i rören (eng. line-pack).
Kapacitetsutnyttjandet är så pass lågt finns det en större tolerans för obalanser i det svenska nätet än i övriga EU-medlemsstater där kapacitet är en bristvara (DNV KEMA 2013b).
Övervakning och kontroll
Det är Energimarknadsinspektionen som ansvarar för att granska och övervaka den svenska gasmarknaden, och har därmed att se till att aktörerna följer gällande regelverk.
Till arbetet hör även att verka för att det råder konkurrens på energimarknaderna (Energimarknadsinspektionen 2013c). Nätverksamhet är ett naturligt monopol och därför kontrollerar Energimarknadsinspektionen gasnätsföretagen så att de inte tar ut en oskälig avgift för användandet av nätet (Energimarknadsinspektionen 2012).
En överblicksbild av ekonomiska flöden i den svenska gasmarknadsmodellen
Figur 8 Den svenska gasmarknadsmodellen
Slutkunder betalar två räkningar: en till sin leverantör för gas som även inkluderar transport fram till det svenska nätet, och en till sin distributionsnätsägare för transport på både distributions- och transmissionsnät.
Om gasen köps på grossistmarknaden i Danmark måste leverantören anlita en shipper (alternativt själv agera shipper) som köper kapacitet i exitpunkten från det danska nätet till det svenska. Ofta anlitar leverantören, speciellt om det är en liten leverantör, aktörer för inköp av gas och en balansansvarig som har balansansvar med Swedegas och därmed ett ekonomiskt ansvar för att leverantörens in- och utmatning från nätet är i balans.
Observera att leverantören i praktiken kan ha hand om samtliga dessa aktiviteter själv.
Många aktörer på gasmarknaden i Sverige ingår i en större koncern. Bolagen är juridiskt skilda från varandra, men trots detta delar de ofta resurser med varandra. Detta gör att vissa arbetsuppgifter som vanligen faller på en viss typ av aktör på gasmarknaden kan skötas av en annan. En koncern kan exempelvis inkludera leverantör, balansansvarig, gashandlare, distributionsnätsägare och slutkonsument.
Transmissionsnätägare Slutkonsumenter
Virtuell handelsplats
Danmark
Naturgasbetalning Transportbetalning
Sverige
X
Leverantör Shipper / Balansansvarig /
Gashandlare
X (Bokning av kapacitet)Exitpunkt E
Entrypunkt (Bokning av kapacitet)
X Distributionsnätägare
Balansavtal
Konsekvenser av EU-harmoniseringen för Sverige
Vilka konsekvenser har nuvarande och planerad EU-lagstiftning för Sverige? Denna fråga avhandlas nedan.
Anpassning till existerande EU-lagstiftning
Den svenska gasmarknaden är i EU-sammanhang liten, vilket avspeglas i det faktiska inflytande som ges i beslutsprocesserna. Nätkoderna är anpassade till de större marknaderna i Europa och därmed till ett entry/exit-system, som är det rådande systemet i Europa i allmänhet och även ett krav i förordningen (EU 2009a). Vissa element i de föreliggande lagstiftningsförslagen kan trots en avvikande modell implementeras utan alltför stora hinder. Andra, som exempelvis stora delar av nätkoden CAM, kräver införandet av ett entry/exit-system, alternativt en begäran om undantag. En del av de element som kan genomföras redan idag kan dock förefalla onödiga för Sveriges del, då de problem som karaktäriserar de större marknaderna i Europa och därmed också motiverar framtagandet av vissa nätkoder inte nödvändigtvis gäller i Sverige.
Ett exempel på detta är att Swedegas känt sig manade av EU att implementera en andrahandsmarknad för kapacitet till följd av nätkoden CMP. Eftersom det inte finns någon kapacitetsbrist i Sverige fyller en sådan marknad ingen funktion i nuläget. Den innebär bara ett högre pris för slutkunden i och med att kostnaden för att upprätthålla en andrahandsmarknad måste täckas (ter Bruggen 2013). För länder där det råder brist på kapacitet är det dock logiskt med en andrahandsmarknad för kapacitet, och det skulle antagligen vara det även för Sveriges del om vi i framtiden skulle få kapacitetsbrist inom naturgasnätet.
Avvikande modell tidskrävande för tillsynsmyndighet och transmissionsnätägare Det finns överlag en bristande förståelse inom EU för hur den svenska modellen fungerar, då den så väsentligt skiljer sig från de övriga modeller som finns och tillämpas i Europa. Representanter från primärt Energimarknadsinspektionen, men även Swedegas, måste ägna tid att försöka förklara för sina kollegor ute i Europa hur den svenska modellen fungerar och hur lagstiftningen bör utformas för att passa de förhållanden som gäller i Sverige (ter Bruggen 2013).
Konsekvenser av CMP och CAM
De två mest aktuella nätkoderna är enligt tidigare beskrivning CMP och CAM. CMP bedöms, som nämnts ovan, inte beröra den svenska marknaden i någon större utsträckning då det inte råder kapacitetsbrist i Sverige eller upplevs föreligga problem med överbokning av kapacitet. Detta då det inte är en handelsaktör med eventuellt
ekonomiskt intresse av överbokning utan distributionsnätsägare som bokar kapacitet på transmissionsnätet (ter Bruggen 2013).
CAM kan däremot komma att ha tydliga konsekvenser för den svenska marknadsmodellen. Bland annat införs sammanslagen (eng. bundled) kapacitet vid transport över zongränser. Med detta menas att exit- och entrykapacitet bokas tillsammans, det vill säga att om en aktör gör en exitbokning från Danmark till Sverige ska det ske en automatisk entrybokning för det svenska systemet. Detta är idag inte möjligt med den svenska marknadsmodellen. Sverige kan inte heller inkluderas i den gemensamma bokningsplattformen PRISMA till följd av att kapacitetsbokningen görs av distributionsnätsägare och inte genom auktioner (ter Bruggen 2013). Enligt en intervjuad aktör skulle möjligheten att köpa sammanslagen kapacitet på samma bokningsplattform och med samma regler, oavsett vilket land det gäller i EU, underlätta för små aktörer och göra bokningen av kapacitet mer transparent (Rutherford 2013).
En anpassning av den svenska gasmarknadsmodellen i enlighet med CAM skulle således kräva en övergång till ett entry/exit-system. I dagsläget är gränspunkten mellan Danmark och Sverige inte listad som en så kallad interconnection-point där CAM förväntas gälla (CAP368 2013). Att gränspunkten skulle vara undantagen har sitt ursprung i en tolkning av följande utdrag från CMP (en liknande text finns även i CAM):
”Bestämmelserna i punkt 2.2 ska tillämpas på sammanlänkningspunkter mellan angränsande inmatnings-/uttags system, oavsett om de är fysiska eller virtuella, mellan två eller flera medlemsstater eller inom samma medlemsstat om det tillämpas procedurer för att reservera kapacitet för användare vid punkterna.”
(EU 2012)
Då ingen entry-bokning av kapacitet för tillgång till det svenska nätet görs vid gränspunkten mellan Danmark och Sverige kan det stödja att Sverige är undantaget från nätkoderna. Det finns dock motståndare till detta argument. Jeppe Danø på Energinet.dk tidigare knuten till Energitilsynet, Danmarks tillsynsmyndighet, har exempelvis svårt att se att Sverige skulle vara undantaget (Danø 2013). En representant för Swedegas menar att tillkomsten av ytterligare inmatningspunkter till det svenska nätet skulle göra det mycket svårt att få ett undantag (Farran-Lee 2013).
Framtida EU-lagstiftning
I samband med den utredning, tillkallad av Regeringen år 2010, som resulterade i rapporten FRANS (2011), tillfrågades EU-kommissionen om huruvida den svenska modellen var tillfredställande. Svaret gavs att den var det då, däremot sades ingenting om att den skulle vara det i framtiden (SOU 2011; ter Bruggen 2013). Både Anders Falk (2013) vid Energimyndigheten samt Patrick Farran-Lee (2013) på Swedegas tror att framför allt den framtida nätkoden rörande tariffer, men även den rörande balansering,
med stor sannolikhet kommer att innebära problem för den svenska modellen. Det är dock svårt att veta exakt hur EU-lagstiftningen kommer att se ut i framtiden.
En synpunkt som framförts av vissa gasmarknadsaktörer under intervjuerna i samband med den här studien är att hela det svenska gasnätet går att se som ett distributionsnät till det danska systemet. Ett argument för detta är att det svenska nätet har volymer som är jämförbara med distributionssystem i många övriga EU-medlemsstater samt att det svenska nätet bara har en enda införselpunkt, något som genomgången av framtiden för den svenska gasmarknaden indikerar inte säkert kommer att vara fallet framöver. Som motargument kan det hävdas att det i teorin går att frakta gas från Sverige till Danmark.
Dessutom har Sverige från början valt att se det svenska högtrycksnätet som ett transmissionsnät och inte ett distributionsnät.
Det kan i sammanhanget vara intressant att veta att Österrike tidigare hade en modell som liknade den som används i Sverige, så tillvida att det inte fanns någon entryavgift till gasnätet och att exitkapaciteten debiterades slutkunden direkt. Systemet bedömdes dock vara oförenligt med gasförordningen 715/2009 (E-Control 2010), och till följd av detta bytte Österrike till en entry/exit-modell den 1 januari 2013 (DNV KEMA 2013b).
Österrike har dock ledningar som lämnar landet, till skillnad från Sverige som i dagsläget saknar möjlighet till export av gas.
Sammanfattning
I den svenska gasmarknadsmodellen är det distributionsnätsägare som bokar kapacitet på det överliggande transmissionsnätet för sina anslutna slutkunder. Detta medför att en slutkund kommer att ha två separata avtal - ett avseende gas med sin leverantör och ett transportavtal med den distributionsnätsägare i vars nät kunden befinner sig. Det svenska systemet har ingen entrypunkt utan hela transmissionsnätstariffen tillfaller exitpunkterna, vilket står i kontrast till EU-kommissionens vision om harmoniserade entry/exit-system.
Aktörer på den svenska gasmarknaden som är delaktiga i utarbetandet av EU:s nya regelverk upplever att den svenska modellen, till följd av sina avvikelser, är tidskrävande att försöka anpassa med EU-regler. Av de två mest aktuella nätkoderna, CMP och CAM, är det primärt CAM som förväntas få konsekvenser för Sverige. Det går att få undantag från dessa nätkoder, men åsikterna om huruvida det är möjligt för Sverige eller inte går isär - i dagsläget är dock gränspunkten mellan Danmark och Sverige undantaget från både CMP och CAM. I vilken omfattning de än ej färdigställda nätkoderna kommer att påverka Sverige är svårt att spekulera i, men BAL och TAR väntas enligt två aktörer på den svenska marknaden innebära problem.
Utöver att begära undantag är det flertalet intervjuade aktörer som tar upp att det svenska nätet kan ses som ett distributionsnät till Danmark. En integrering av det svenska och det danska nätet ligger i linje med EU:s Gas Target Model och med önskemålen om ett mindre antal större och väl fungerande grossistmarknader inom unionen. CEER framhåller dock att det i vilket fall som helst är lämpligt att som ett första steg implementera en entry/exit-modell i samtliga EU-medlemsstater. Därefter kan marknadens likviditet och allmänna funktion utvärderas och ytterligare åtgärder tas om så bedöms erforderligt.