Norge som storeksportør av gass av Ole Gunnar Austvik   Europa-programmet desember  2000.  ISBN 82-91165-23-8. 114 sider. Full text

Forord   …………………………………………………..……..…..…........……….    9

Sammendrag …..………………....………………………………….......………..…   11

1 Norske utfordringer i det europeiske gassmarkedet  …..……..………….…..   23
Perspektiv
Mot et mer liberalt marked
Priser, avgifter og kontraktsformer
Organisering av petroleumssektoren
Utenriks- og sikkerhetspolitiske forhold
Rapportens hovedtrekk

2 Særtrekk ved det europeiske gassmarkedet  …………...……………….……  31
Et regionalt europeisk marked i sterk vekst
Store investeringer og langsiktige kontrakter
EUs tiltak for å liberalisere markedet
Organiseringen av norsk gassproduksjon og -salg
Norges betydning i markedet

3 Gasspriser………………………………………………......…………….….……   45
Prisene i dagens marked
Prisvirkninger av et liberalisert marked

4 Energiavgifter …………………………………….……..……...…………..…….   53
Stadig økning i energiavgiftene
Miljøspørsmål og Kyotoprotokollen
Prisvirkninger av forbruksavgifter i et marked
Virkninger av avgifter på gass i dagens marked
Avgiftsvirkninger i et mer liberalisert marked
Avgiftsutviklingen fremover

5 Konkurranse og regulering av transmisjon og distribusjon  …….…………...    63
Høye transportkostnader
Utnyttelse av markedsmakt
Regulering av transporttariffer
Problemer med og alternativer til regulering
Transport av gass på og fra norsk sokkel

6 Liberaliseringserfaringer fra Nord-Amerika og Storbritannia  …...…...………   75
USA
Canada
Storbritannia
Relevans for det kontinental-europeiske markedet

7 Konsekvenser av liberalisering  ………………………………….….......…..…  85
Analysen av markedet
Et fullt liberalisert marked
Priser og avgifter
Kontraktsformer og modulering.
Konsekvenser for langsiktige kontrakter
 - Allerede inngåtte kontrakter
- Incentiver for nye langsiktige kontrakter
Forsyningssikkerhet
Miljø og miljøpolitikk

8 Konsekvenser for Norge ………………...……..…………………...….………..  99
Behovet for en gasstrategi
Organiseringen av norsk gassproduksjon, -transport og -salg
Forholdet til andre eksportører
Utenriks- og sikkerhetspolitiske implikasjoner

Referanser ………………………………………………………....……..….…..…  109

Produksjonen av olje og gass har antatt dimensjoner som medfører at Norge er blitt en stor aktør i et marked av strategisk betydning, ikke minst for Vest-Europa.

Europa-programmet tok initiativ til en studie rundt denne problemstillingen senhøsten 1996. Prosjektrapporten ”Strategi – Sikkerhetspolitikk og Energiproduksjon” ble utgitt i november 1998. I studien ble det bla fokusert på de strategiske og sikkerhetspolitiske problemstillinger for Norge, som konsekvens av olje- og gassproduksjonen.

Prosjektet  ”Norge i energiens geopolitikk”, etablert i 1999, er en videreføring og utvidelse av nevnte prosjekt.  Norge er den nest største eksportøren av olje i verden etter Saudi-Arabia og den neste største eksportør av gass i Europa etter Russland. Energiproduksjonens betydning for landets økonomi direkte og indirekte er økende. Omverdenens vurdering av Norge, som økonomisk, politisk og diplomatisk aktør preges i økende grad av rollen som energiprodusent. I denne sammenheng er analyse av situasjonen og definering av helhetlige strategier av vital betydning for vår evne til å ivareta våre nasjonale interesser. Vår rolle som energiprodusent har således konsekvenser for landets diplomati herunder også vår sikkerhets- og forsvarspolitikk.
 I denne delrapporten om ”Norge som storeksportør av gass”, av Ole Gunnar Austvik, er norske interesser og potensielle utfordringer analysert.

Det Kgl Forsvarsdepartement, Forsvarets Overkommando/Sjøforsvarsstaben og Norsk Hydro ASA har bidratt med finansiell støtte. Europa-programmet vil takke bidragsyterne som har gitt mulighet for å gjennomføre dette arbeidet.

 Det rettes også en takk til forskere og konsulenter ved Europa-programmet som har bidratt med råd, analyser og vurderinger, samt Siw Anett Enerud har bidratt med klargjøring av manuskript for trykking og produksjon. Det rettes også en takk til Center for Strategic & International Studies/Energy and National Security, Washington, for råd og analyser.
 

Oslo, oktober 2000
|
Bjørnar Kibsgaard
Prosjektleder

Denne rapporten diskuterer liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet og mulige konsekvenser for Norge som en betydelig eksportør til dette markedet. Den legger vekt på å gi en sammenfattende analyse av situasjonen. Det refereres til litteratur der enkeltspørsmål er studert nærmere. Rapporten er skrevet som separat studie under Europaprogrammets prosjekt ”Norge i energiens geopolitikk”. Særlig takk for gode innspill rettes til Torvild Aakvaag, prosjektleder viseadmiral Bjørnar Kibsgaard, prosjektdeltakerne Trond Johannessen og Tore Nyhamar. Det samtidige forprosjektarbeidet om petroleumsmakt til Makt- og demokratiutredningen 1998-2003 sammen med professor Svein S. Andersen, ARENA-programmet ved UiO, har også vært nyttig. Marry Kristin Sandstå har bearbeidet en del tekster, tabeller og figurer. Siw Anett Enerud har bearbeidet manus for publisering. Alt ansvar for fakta og analyser hviler selvsagt likevel på forfatter. En takk til alle.

Lillehammer, oktober 2000

Ole Gunnar Austvik

Fra olje til gass

Norge er i ferd med å bli en storeksportør av gass. Etterspørselen etter gass vokser raskere enn etterspørselen etter noen annen energibærer både globalt og i Europa. Samtidig som vi er verdens nest største oljeeksportør er vi nå Europas nest største, og verdens tredje største, gasseksportør. Fra primært å være en ”oljenasjon” vil vi i årene fremover i større grad bli en ”gassnasjon”. Mens oljeproduksjonen flater ut og etter hvert synker, vil vi om få år levere 60-70 milliarder kubikkmeter gass til det europeiske markedet. Bare Russland, som har verdens  største ressurser og er den største produsent av gass, vil komme til å ha større markedsandeler i EU enn Norge. Ved siden av at det er viktig for oss selv, kan Norge i det europeiske gassmarkedet ha større potensiale til å påvirke priser, omsatte mengder og leveringssikkerhet for enkeltselskaper og land enn i de fleste andre markeder vi selger våre varer og tjenester i. Vår rolle som stor gasseksportør er dermed ikke utelukkende viktig for næringsliv og økonomi, men også for norsk diplomati, inklusive utenriks- og forsvarspolitikken. Situasjonen gir oss styrke og muligheter, men innebærer også problemer og utfordringer.

Gassvirksomheten skiller seg særlig fra oljevirksomheten ved de høye transportkostnadene. Når investeringene i transmisjon, lagringskapasitet og distribusjon er foretatt, er det meste av transportkostnadene også bestemt. Gassindustrien er en svært kapitalintensiv næring, der de store feltene i eksportlandene (per i dag Norge, Russland, Algerie og Nederland) ofte krever investeringer med flere tiårs perspektiv. Norge har foretatt betydelige irreversible investeringer i produksjon og transmisjon av gass fra slike felt i løpet av de siste 20-30 årene. For å sikre disse er det inngått en rekke langsiktige kontrakter (typisk på rundt 20 år) med transmisjonsselskapene på kontinentet med såkalte take-or-pay (TOP) klausuler. Liberaliseringen av det europeiske gassmarkedet som det nå legges opp til vil sterkt kunne påvirke lønnsomheten i disse investeringene og vår rolle som gassnasjon.

Liberaliseringen av skyldes både markedsvekst, utbygging av transmisjons- og lagerkapasitet, og politiske beslutninger på EU-nivå og i EU-land. EUs ”Gassdirektiv” innfører et system med tredjepartsadgang (TPA) i transmisjonsnettet som et middel til å oppnå liberalisering, men det regulerer ikke konkurransen på produsentleddet eller i distribusjonssystemene til de lokale enkeltbrukere. Direktivet inneholder heller ikke bestemmelser om til hvilke priser transmisjonen av gass skal foretas, men forutsetter forhandlingsløsninger mellom partene, med mindre det enkelte land selv velger å innføre regulerte tariffer. Gassdirektivet er således et skritt på veien mot et mer liberalt marked, men er alene relativt langt fra en fullstendig liberalisert markedsordning.

Det er imidlertid viktig å se Gassdirektivet i sammenheng med utviklingen i  markedet for øvrig. Andre politiske inngrep, som EFTA Surveillance Agencys (ESAs) vurdering av Gassforhandlingsutvalgets (GFUs) funksjonsmåte, og eventuelle senere tiltak og direktiver på EU-nivå eller nasjonalt plan, må sammen med vekst i etterspørsel og tilbud, og utvikling av et større transportnett og lagerkapasitet, tas inn i vurderingen av hvor liberalt markedet blir og hvilke kommersielle og politiske virkninger og konsekvenser det kan innebære for Norge som eksportør. Det er nokså sikkert at markedet blir annerledes enn før, det blir mer mangfoldig og ”liberalt”, men det er ikke åpenbart hvor langt utviklingen konkret vil gå, og på hvilke områder og i hvilke markedssegmenter endringene vil ha de største konsekvensene for oss.

Virkninger på prisene

Enhver grad av eller form for liberalisering av markedet har potensiale til å påvirke priser og fortjeneste i ett eller flere ledd i gasskjeden. I utgangspunktet vil som regel kostnadene bli senket og fortjenestemarginene bli lavere i de segmentene der vellykket liberalisering finner sted, enten det er i form av inngrep fra en reguleringsmyndighet eller som økt konkurranse. Lavere kostnader og priser vil generelt være en fordel for noen andre i gasskjeden. EU sikter mot at konsumentene skal få denne fordelen. Hvem som tjener og taper på en liberalisering i markedet for europeisk gass som en ikke-fornybar og strategisk råvare er imidlertid avhengig av hvordan liberaliseringsprosessene totalt sett utvikler seg.

Transmisjonsselskapene vil både i dagens og under et liberalisert system ha relative stabile marginer. I et liberalisert system vil imidlertid marginene bli lavere. Kjøpernes (lokale distribusjonsverk, elektrisitetsverk og store industrielle brukere) muligheter til å kjøpe gass fra flere selgere vil bli bedret i et liberalisert marked. Det vil hovedsakelig være deres forhandlingsposisjon i forhold til produsentene som vil bestemme hvorvidt de kan få billigere gass enn tidligere. Gjennom det større utvalg av selgere de kan komme til å stå overfor vil mest sannsynlig deres forhandlingsposisjon styrkes i forhold til det monopol (gjennom transmisjonsselskapene) de ofte står overfor i dag. Dette betyr i utgangspunktet at prisene kan bli lavere for kjøperne, slik EU legger opp til.  Avhengig av tilbudsutviklingen vil imidlertid kjøperne også fortsatt kunne ende opp med priser opp mot prisene de betaler i dag eller høyere. Dette bestemmes av balansen i markedet mellom tilbud og etterspørsel og har slik en direkte sammenheng med pris til produsent.

For produsentene bør innføring av TPA og en mer diversifisert kjøpergruppe i utgangspunktet styrke deres forhandlingsposisjon. De lavere marginene i transmisjonsleddene kan tilfalle produsentene så vel som kjøperne. Ser vi isolert på gass-til-gass konkurransen på kjøperleddet, så vil imidlertid den trekke i retning av at prisene til produsent faller. Er det fri konkurranse mellom alle små og store produsenter av gass, vil hver selge gass så lenge det er lønnsomt for den enkelte, slik de gjør i andre frikonkurransemarkeder. Produksjonsbeslutninger som er foretatt etter bedriftsøkonomiske kriterier for den enkelte produsent fører til at hver vil øke produksjon og salg opp til de kortsiktige grensekostnadene (som kan være svært lave), slik at det totale tilbudet av gass vil øke. For de enkelte gassproduserende nasjoner vil det kunne stille seg annerledes. For disse vil det være viktigere å bevare et høyt prisnivå for inngåtte avtaler om leveranser enn en økning i produksjonen dersom det betyr en lavere pris på hele volumet.

Når prisene er kontraktsmessig frikoplet fra prisene på alternativene vil det på kort og mellomlang sikt kunne føre til økt totaltilbud av gass, med derpå følgende prisfall. PÅ den annen side vil det også føre til raskere vekst i etterspørselen som vil spise opp tilbudsoverskuddet hurtigere enn om prisene ikke falt. Gjeldende balanse mellom tilbud fra produsentene og etterspørsel fra kjøperne vil derfor til enhver tid bli tydeligere reflektert i deres priser i et liberalisert marked, og som vil kunne fluktuere i sterkere grad enn hva som er tilfellet i dag. Spørsmålet er særlig hvor lenge et overskuddstilbud på grunnlag av økt konkurranse på produsentleddet vil kunne eksistere. Kortsiktige kontrakter kan i denne sammenheng vanskelig være hovedbasis for investeringer i infrastruktur og store utviklingsprosjekter for produsentene. Dette vil øke usikkerheten rundt utviklingen av større prosjekter som trenger svært langsiktige investeringer. Prisvolatiliteten og prisnedgangen vil dermed kunne senke det langsiktige tilbudet av gass. Nedgangen i det langsiktige tilbudet av gass vil forsterke volatiliteten over tid og trekke i retning av høye gasspriser til produsentene på lang sikt. I det europeiske gassmarkedet vil lang sikt lett kunne være 5-10 år og lenger.

For at nye regioner skal komme på banen kreves investeringer i rørledninger som antakeligvis vil kreve gasspriser som er høyere enn dagens nivå.  Dette gjelder først og fremst felt fjernt fra det europeiske markedet (Nord-Norge, Barentshavet, Sentral-Asia, Midt-Østen, Nigeria). Tilbudet av gass fra store nye leverandørland vil dermed kunne forsinkes gjennom liberaliseringen, likesom utviklingen av store nye felt fra eksisterende leverandørland. For verdien av dagens gassavtaler og for markedets stabilitet på lengre sikt vil det dermed være av stor betydning at den samlede veksten i gasseksporten ikke blir større enn veksten i etterspørselen slik at prisene ikke blir lavere enn i dag

Avgifter på bruk av gass

Våren 1997 fremmet EU et direktivforslag som siktet mot å øke avgiftene på all energibruk til erstatning for avgifter på arbeid. På gass het det at minsteavgiftene skulle økes skrittvis med hele 350 prosent i perioden 1998-2002. Dette skulle være en like høy økning som for kull og  langt mer enn den foreslåtte økningen for eksempel på oljeprodukter. At gassavgiftene ønskes økt såvidt sterkt er et paradoks i forhold til internasjonal miljøpolitikk siden gass er den minst miljøfiendtlige blant de fossile energ>

Transfer interrupted!

Det er klart at forbrukslandene er tjent med lave gasspriser og at ikke produsentene får en større fortjeneste enn det som er nødvendig for å holde langsiktige investeringer ved like. Samtidig må produsentene få en fortjeneste på kort og mellomlang sikt som gir incitament til å foreta nye store langsiktige investeringer. Dersom konsumentlandene ønsker en høy vekst i gassforbruket vil lave priser til konsument og lave avgifter være gunstig på kort og mellomlang sikt. På lang sikt kan imidlertid mangelen på langsiktige investeringer føre til høyere priser, slik vi har sett i USA utover på 1990-tallet. Med større usikkerhet rundt energiavgiftene og virkninger  av liberaliseringen, desto høyere må de forventede prisene være for at langsiktige investeringer skal kunne forsvares.

Uansett hvordan forbrukslandene vil avveie disse hensynene, peker utviklingen i retning av at produsentene ikke bare kommer til å ta en økt prisrisiko, men også den politiske avgiftsrisikoen og usikkerheten knyttet til beslutninger i andre land. Grunnrenten kan under ulike liberaliseringsscenarier ende opp hos produsent, transmisjons- eller  distribusjonsverk, eller hos elektrisitetsprodusenter eller store industrielle brukere som økt fortjeneste. I perioder kan den ende opp hos konsumentene som økt konsumentoverskudd, slik EU uttrykker ønske om. Med en aktiv avgiftspolitikk på gass i forbrukslandene kan den på kort og mellomlang sikt også ende opp i disse landenes statskasser. Dersom imidlertid politikken reduserer investeringsnivået i de store feltene vil mangelen på gass kunne føre til høyere priser på lengre sikt, med redusert konsumentoverskudd og press i retning av lavere avgifter som følge

Kontraktsformer og modulering

Et spotmarked, eller et marked for kortsiktige kontrakter, vil lettere kunne utvikles jo mer liberalt markedet blir. Forholdet mellom størrelsen på spotmarkedet og de mer langsiktige kontraktene vil være avhengig av markedsforholdene. I et marked karakterisert  med overskuddstilbud, vil spothandelen ventelig stå for en relativ stor del av total gasshandel slik vi i perioder har sett blant annet i det amerikanske markedet. I et knappere marked vil kundene ventelig være mer forsiktige med å kjøpe gass på korte kontrakter.

Kjøperne av gass kan i et liberalisert system i prinsippet handle direkte fra produsent eller lisenshaver, men dette er lite sannsynlig for de små kjøperne. Det er mer naturlig at markedssentra (såkalte ”hubs”) vokser frem på steder som Zeebrügge eller Emden hvor flere kjøpere og selgere vil møtes gjennom rørledninger og/eller LNG-terminaler. Aggregering, modulering og lagring kan bli bedre ivaretatt på slike steder og der lagrene ligger (for eksempel i nedlagte saltgruver) i forbrukslandene enn hos den enkelte produsent. En kan f.eks. tenke seg et system hvor produsentene er ansvarlig for transport av gass til senteret hvor kjøp og salg foregår, mens kundene (distribusjonsselskapene, store sluttbrukere eller elektrisitetsprodusenter) blir ansvarlige for transporten fra senteret og lagrene.

Kompleksiteten i disse transaksjonene kan føre til at det blir behov for meklere og salgsselskap som ordner dem. Disse kan ha kunnskap om opp- og nedstrømsforhold og spesielle markedsoperasjoner som mindre kunder ikke kan ha selv, kunnskap om spesielle delmarkeder som heller ikke større kunder har, og som de er villige til å betale for. Ved siden av statistisk offentliggjøring av priser, kostnader m.v. vil meklere kunne føre til økt gjennomsiktighet i markedet og slik virke i retning av raskere gjennomslag til alle ledd av endringer i enkeltforhold noe sted i kjeden på andre aktører.

Allerede inngåtte langsiktige kontrakter

Dagens langsiktige kontrakter ”sikrer” norsk gass et marked og en pris for gassen etter bestemte retningslinjer. Riktignok tar eksportøren gjennom dette prisrisikoen, men den er knyttet i kontrakten til utviklingen i forbruksprisene på konkurrerende energibærere med et etterslep på 3-6 måneder, noe som i praksis har gitt oss stor grad av prisstabilitet. Avgiftspolitikken på oljeprodukter har sørget for at gassprisene utover på 1990-tallet har vært mer stabile enn råoljeprisene. Et liberalisert markedssystem truer denne stabiliteten og kan føre til at transmisjonsselskapene ønsker reforhandling eller opphevelse av inngåtte TOP-bestemmelsene.

Et viktig problem ligger i at kjøperne av gass (lokale distribusjonsverk, store industrielle brukere og gasskraftverk) i et liberalisert marked kan inngå nye kontrakter med annen gass enn den vi allerede har solgt til transmisjonsselskapene. Transmisjonsselskapene har kjøpt gassen fra oss på langsiktige kontrakter under forutsetning at de skal videreselges den til disse kjøperne. Ved å skille transmisjonsselskapenes transport- og salgsfunksjon, og dersom deres marginer blir konkurrert eller regulert ned, kan selskapene i et liberalisert marked bli ute av stand til å oppfylle sine forpliktelser overfor eksportørene.

Transmisjonsselskapene grossistrolle kan da måtte bli tatt over av produsentene gjennom en større og mer diversifisert kontraktsportefølje direkte med kjøperne til erstatning for TOP-avtalene. Alternativt kan transmisjonsselskapene gå konkurs dersom de ikke blir fritatt for eller får reforhandlet sine forpliktelser på en force majeure basis. Slike erfaringer ble gjort i USA på 1980-tallet etter at Open Access-systemet ble innført og overskuddstilbudet av gass som fulgte, på grunn av liberaliseringen av markedet og fallet i oljeprisen.

Mest sannsynlig er det kanskje at selskapene i denne situasjonen søker å unngå en slik prosess. Effektene av Gassdirektivet på inngåtte TOP-kontrakter eller bygging av ny transportkapasitet behøver ikke å bli så dramatisk som skissert over. I en situasjon med gradvis utbygging av transportkapasitet og flere TPA-kontrakter vil reforhandling av prisene kunne foretas som avtalt. Gradvis vil vårt alternativ til å selge direkte til kjøperne tas inn i prisfastsettingen, i tillegg til endringer i sluttbrukermarkedene, og slik litt etter litt redusere transmisjonsnettets marginer til fordel for produsent- og / eller kjøperne.

Nye langsiktige kontrakter

For nye kontrakter vil i utgangspunktet både kjøpere og selgere av gass kunne ønske lange avtaler da dette gjør planlegging lettere. Likevel vil det være lange perioder der kjøperne ønsker seg kortere avtaler enn selgerne og omvendt. I en periode med lave priser vil kjøperne ønske å inngå kortsiktige kontrakter med mulighet til å endre leverandør relativt raskt. Dersom de tror at prisene vil gå opp vil de søke å skaffe seg langsiktige kontrakter til de lave prisene. Selgerne vil i perioder med høye priser, kunne håpe på at prisene stiger ytterligere, og ønske seg kortsiktige kontrakter. Dersom de tror at prisene vil begynne å gå ned vil de søke å binde langsiktige kontrakter til de høye prisene. Med et spotmarked for gass vil kundene ha alternativer med tanke på kontraktslengde. En kunde som baserer seg utelukkende på  langsiktige kontrakter vil ikke kunne dra fordeler av lave gasspriser i spotmarkedet.

Når nye langsiktige kontrakter mer direkte bestemmes av markedsforholdene vil de bli mindre langsiktige enn i dag. I det transmisjonsselskapene som grossister i dagens system også balanserer ut ulikheter i etterspørselen hos kjøperne (geografisk og sektorielt) vil disse ulikhetene tre mer direkte fram overfor produsenten. Jo større produsenten er og jo mer det er mulig å overta grossistfunksjonen til dagens transmisjonssystem, desto jevnere og mer langsiktig vil den totale kontraktsporteføljen kunne bli slik at større svingninger i enkeltmarkeder vil kunne balanseres mot et mer jevnt totalt marked. Det er imidlertid viktig å huske på at dagens transmisjonssystemer ikke bare kjøper og selger norsk gass, men også markedsfører gassen og sikrer den en plass i det totale forbruksbildet. Uten at produsenten bygger opp et markedsføringsapparat som kan erstatte denne funksjonen vil muligheten for å konktraktere langsiktig i et liberalisert marked, og dermed ta over deler av transmisjonsselskapenes grossistfunksjon, kunne svekkes.

Usikkerheten i fremtidens europeiske gassmarked øker for produsentene. Problemet ligge dels i at det tar svært lang tid mellom en beslutning om utbygging fattes og det tidspunktet da produksjonen faktisk kommer på markedet. Produsenten må ta beslutninger om investeringer ut fra en rekke antakelser om hvordan disse sentrale forholdene vil utvikle seg over mange år. I utgangspunktet er gassfelt mer sårbare enn oljefelt på grunn av bransjens naturlige karakteristika og industriens langsiktighet. Samtidig er det slik at om den forventede veksten i det europeiske gassmarkedet skal kunne møtes med tilstrekkelig produksjon må enkelte svært store gasfelt bygges ut (som Stokman og Ormen Lange), der investeringsbeslutningene kan være avhengig av langsiktige avtaler.

Gitt usikkerheten vil felt som ikke når kravene til avkastning på et gitt tidspunkt enten utsettes utbygd eller legges på is i overskuelig fremtid. For markedsforholdene betyr en utsettelse redusert tilbud av gass og ventelig høyere pris på gass, gitt alle andre faktorer konstante. Eksisterende felt (produsenter) kan dermed dra fordeler ut av en utsettelse, men for norsk kontinentalsokkel generelt kan en utsettelse bety at konkurrerende regioner (f.eks. Russland) kan produsere gassvolum som ellers ville kommet fra norsk sokkel. Både for kjøpere og produsenter blir det her et spørsmål om hvordan det samlede tilbudet kan orkestreres inn i markedet slik at en fornuftig total utnyttelse av gass som en ikke-fornybar ressurs oppnås over tid.

Miljøpolitikk

Alternativene til gass som den reneste energiform er ikke mange. Kjernekraft er i dag et lite aktuelt alternativ. Selv i de landene der kjernekraft betraktes som en trygg energiform er opinionen stort sett i mot bygging av nye anlegg. For det andre er nye olje- og kullkraftverk også dyre, når de skal kunne fjerne eller redusere utslippsmengden. Slike kraftverk vil uansett slippe ut mer CO2 per produsert enhet elektrisitet enn et gasskraftverk. Før fornybare energikilder (sol-, vind, bølgeenergi eller annet) kan bli lønnsomme i et større omfang enn i dag vil det internasjonalt ikke være noen kraftproduksjon som er mer miljøvennlig enn gasskraft. Særlig blir gasskraft gunstig når anleggene kan kombinere varme og elektrisitetsproduksjon (combined heat and power, CHP) for et industrianlegg eller et lokalsamfunn. Moderne gasskraftverk er både renere og mer lønnsomme enn kull- og oljebaserte anlegg, og til dels mer lønnsomme enn fortsatt drift av de eksisterende anleggene.

Veksten i antall gasskraftverk er allerede stor, og kan bli enda større etter hvert som de tidligere øst-europeiske landene skal tilpasse seg de relativt strenge miljøkravene fra EU. Dette innebærer at gass implisitt kan få en prispremie i forhold til andre fossile brensler siden rensekostnadene for gass blir lavere enn for olje og kull. Rent praktisk kan det bety at gasspriser i økende grad vil indekseres mot elektrisitetspriser.

Miljøpolitikken er generelt en sentral premissleverandør for olje- og gasspolitikken i Norge og internasjonalt. Dette skulle en tro ville bety at gass ble en favorisert energiform i forbindelse med for eksempel forbrukslandenes avgiftspolitikk. Avgiftsstrukturen i EU reflekterer  i dag ikke dette forholdet. Dersom ”miljø”-avgifter på gass blir mer vanlig i EU-land i fremtiden vil det kunne presse prisen på gass til produsent ned.

Organiseringen av norsk gassvirksomhet

De andre viktige eksportlandene til det europeiske markedet (Russland, Algerie og Nederland) har organisert sin produksjon, transmisjon og salg av gass under ett selskap (Gazprom, Sonatrach og Gasunie).  Ordningen med en departementsstyrt koordinering av produksjon gjennom Forsyningsutvalget (FU), regulering av transmisjon på norsk sokkel og salg gjennom Gassforhandlingsutvalget  er en noe løsere form for samordning enn i de andre eksportlandene, men er etablert av samme grunn. Hensikten er å drive en forsvarlig ressursforvaltning gjennom å optimalisere investeringene i feltutbygging og infrastruktur og uttaket av gass over tid, utnytte fordeler ved stor- og samdrift i og mellom produksjon og transport  og mellom de samtidige uttak av olje og gass i det enkelte felt. Disse hensynene blir så veiet samlet inn i salgssituasjonen der en koordinering også antas å gi en bedre markedsposisjon enn om flere mindre enkeltvolumer ble tilbudt uavhengig av hverandre.

Et system der den enkelte rettighetshaver rett til å selge sin andel av gassen uavhengig av de andre vil bryte med dette systemet. Liberaliseringprosessene utfordrer dermed måten som vi organiserer produksjon, transport og salg av gass på. I utgangspunktet vil en tenkt fri konkurranse mellom selskaper som opererer på norsk sokkel kunne bidra til større tilbud av gass i markedet på kort og mellomlang sikt. Som allerede nevnt, vil på den annen side en slik utvikling kunne føre til lavere investeringer i ny produksjon (særlig store felt) og mindre tilbud av gass med høyere priser på lengre sikt. Et spørsmål vil derfor være hvordan vi skal og kan organisere sektoren slik at vi ikke skaper en form for konkurranse mellom norske selskaper som presser priser i markedet ned på bekostning av et langsiktig tilbud. Samtidig må organiseringen være slik at selskaper gis anledning til å dra fordeler av økt konkurranse nedstrøms. Håndteringen av de store gassressursene som Statens direkte økonomiske engasjement (SDØE) disponerer er blant de elementer som vil måtte inngå i denne vurderingen. Også EU vil måtte være opptatt av konsekvensene på det langsiktige tilbudet av en eventuell tiltenkt vellykket liberalisering av markedet med lavere priser til forbrukerne. Hvorvidt EU skal kunne forlange en helt annen struktur på norsk gassvirksomhet enn i de andre eksportlandene, er også en problemstilling som kan komme til å måtte vurderes.

Transporten av gass på og fra norsk sokkel er organisert gjennom egne rørselskaper. Det konsentrerte eierskapet til disse rørselskapene reflekterer i mange hovedtrekk et tilsvarende konsentrert eierskap til produksjonsiden, med den norske stat gjennom SDØE, Statoil og Norsk Hydro som den viktigste aktør. Til sammen kontrollerer disse om lag 70-80 prosent både i de viktigste gassfeltene og i transmisjonsledningene. Selv om ordningen i enkelte tilfeller kan virke uheldig for ”mindre” gassfelt, som ikke forsvarer utbygging av nye rørledninger og der produsenten ikke har eierandel i rørledningen, sikrer systemet langt på veg langsiktige investeringer og en realisering av vesentlige samdriftsfordeler mellom produksjon og transport for hovedtyngden av norsk gass.

GFU- og FU-ordningen og transportløsningene forsvares av norske myndigheter og selskap i forbindelse med innføringen av EUs gassdirektiv og ESAs kontroller og vurderinger av konkurranseforholdene på norsk sokkel. De langsiktige kontraktene og den organisatoriske modellen sikrer at Norge kan fremstå som en stabil leverandør av gass med ”fabrikkporter” i Emden, Zeebrügge, Dunkerque og St. Fergus. En endring av denne samlede ordningen vil sette langsiktige investeringer i fare og dermed svekke tilbudet av gass på lengre sikt, noe som vil være en ulempe for kjøperlandene.

Valg av organisasjonsform og balansen mellom utnyttelse av ulike samdriftsfordeler, en optimal ressursforvaltning over tid og hensynet til markedsmakt krever en avklaring av hvem som egentlig skal betraktes som produsenten på norsk sokkel. I dag styrer norske myndigheter (Olje- og energidepartementet) produksjon og salg fram til importlandets terminal, og bruker de modeller de mener er de beste for å få dette til ut fra de hensyn vi måtte ta i forhold til kostnadseffektivitet og ressursforvaltning, herunder tjenester fra ulike norske og utenlandske selskap.

Ytterpunktet ved en liberalisering av tilbudssiden vil være å skape mest mulig konkurranse i salget gjennom at den enkelte lisenshaver på hvert felt selger sin gass uavhengig av hverandre. Det synes lite trolig at en slik ordning kan realiseres i noe vesentlig omfang på norsk sokkel. En lisenshaver med en gitt prosentandel av et felt, kan ikke selge mer gass enn andelen tilsier, og dette volumet avhenger hva alle de andre lisenshaverne selger. Sammen med gassproduksjonen produseres som regel dessuten også olje. Fra et ressursutnyttelsessynspukt må produksjonen av olje og gass optimaliseres i forhold til hverandre for at reservoarene skal utnyttes optimalt. Det ville være nær umulig å foreta noe omfattende salg fra en lisenshaver i et felt uten samordning med de andre lisenshaverne. Selv om en muligens kunne tenke seg at ulike former for løfteordninger mellom lisenshaverne kunne være mulig for mindre volumer, peker dette i retning av at det laveste mulige nivå for definisjon av en produsent i hovedsak vil måtte bli på produksjonsområde eller –felt.

Samtidig er det slik at tyngden av norsk gassproduksjon kommer fra noen få felt, med Troll som det dominerende. I tillegg er det en sterk konsentrasjon på eiersiden med statlig norsk dominans på tvers av feltene. En opphevelse av GFU vil dermed ikke nødvendigvis endre selgerkonsentrasjonen målt ved felt eller selskap på norsk sokkel fundamentalt. I første omgang er det derfor vanskelig å se at innføring av TPA på norsk sokkel vil endre dagens system i noen betydelig grad. Et annet spørsmål, både på norsk sokkel og i markedet for øvrig, er selvsagt hva som vil skje dersom en part klager et avslag på transport eller en tariff inn for EU for vurdering, for eksempel av konkurransedirektoratet DGIV. Når slike klager eventuelt måtte komme er det mulig at en regulert TPA-ordning i alle land tvinges gjennom en gang i fremtiden. Muligheten for innføring av noen form for fremtidig de facto reguleringsmyndighet fra EUs side legger modererende press på alle transmisjonsselskapers (offshore og onshore) eksplisitte eller implisitte tariffering.

Gassdirektivet har hatt en trang fødsel siden EU-kommisjonen på slutten av 1980-tallet beskrev imperfeksjonene i dagens marked i forbindelse med innføringen av Det indre markedet. At Gassdirektivet lar det være opp til det enkelte land å velge forhandlet eller regulert TPA, gjør at det også er mulig at det ikke skjer så mye nedstrøms som intensjonen bak direktivet legger opp til. I modifiserte former kan det derfor tenkes at transmisjonsselskapene fortsetter å forbli betydelige kjøperne av gass og at Norge, som de andre eksportlandene, fortsetter et i hovedsak samlet salg av gass fra sokkelen.

Forsyningssikkerhet

Begrepet forsyningssikkerhet kom spesielt i fokus i forbindelse med oljekrisene i 1973/74 og 1979/81 og i forlengelsen av disse, forsøkene på en embargo av leveranser til byggingen av den sovjetiske rørledningen i 1982. Det har hovedsakelig vært et kjøper- og konsumentperspektiv som har blitt lagt til grunn når forsyningssikkerheten har vært diskutert. Sårbarheten for konsumentlandene oppfattes ofte å være en funksjon av avhengighetsgraden av en eller få produsenter, produsentområder eller transportører og mangel på alternative energibærere. For gass kan et avhengighetsproblem synliggjøres både gjennom prismekanismer og fysiske leveranser, mens det for olje hovedsakelig (i fredstid) er gjennom prismekanismene.

Markedsliberaliseringen for europeisk gass vil kunne bidra til å bedre forsyningssikkerheten for konsumentlandene ved å liberalisere tilgangen til rørledningen og (særlig) ved fysisk å få bygget flere rørledninger og gasslagre. At transmisjonsledningene i dag har forpliktet seg til å kjøpe og å levere gass (take-or-pay og deliver-or-pay) er en formell trygghet for fysiske leveranser og forutsigbare priser, men ikke nødvendigvis en reell trygghet i en mer alvorlig krisesituasjon.

God leveringsikkerhet er imidlertid også avhengig av at tilfredsstillende mengder gass blir produsert og levert til kundene når disse måtte kreve det. Mens produksjon av gass er rimelig konstant gjennom et år, er etterspørselen varierende. Dette stiller store krav til at transport og lagring av gass jevner ut tidsforskjeller mellom produksjon og bruk av gass. Dersom en ny markedsordning fører til at det over tid blir produsert for lite gass til å dekke den totale etterspørselen er usikkert og må vurderes også i forhold til leveringssikkerheten på lengre sikt.

For produsentene vil vanligvis det forhold at det bygges stadig flere rørledninger og at gasskonsumet øker, bedre og sikre produsentenes tilgang til markedene. Vi blir mindre sårbare for potensiell utestengning fra markeder og mindre følsomme for press fra enkeltaktører i salget av gass. Forsyningssikkerheten for en produsent vil (i fredstid) imidlertid som regel heller ikke dreie seg om hvorvidt vi får solgt gassen eller ei, men hvilke betingelser vi selger den til. En liberalisering vil føre til større prisvolatilitet, muligheter for et overskuddstilbud, og nye avgifter på gass. Dette er faktorer som trekker i retning av  potensiale for svekket forsyningssikkerhet for produsentene.

Forsyningssikkerheten må også sees i et mer allment utenriks- og sikkerhetspolitisk perspektiv. Samtidig med liberaliseringsprosessene vokser norsk gasseksport til bortimot 7O BCM årlig, noe som gjør oss til en dominerende aktør i markedet sammen med Russland. Størrelsen på gasseksporten gjør at Norge har blitt en strategisk aktør i et marked av vital interesse for Vest-Europas energiforsyninger. Mottakerlandenes økonomiske utvikling og nasjonale sikkerhet er i stor grad avhengig av sikre energileveranser til stabile priser på et akseptabelt nivå. Norsk olje- og gassproduksjon skaper et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser både for Norge og mottakerlandene. Infrastrukturen knyttet til produksjon og transport av olje og gass er av strategisk viktighet for forbrukslandene og NATO. I denne sammenheng er det ikke primært markedsendringene som skaper en ny sikkerhetssituasjon for våre leveranser, men den størrelsen vi har fått i markedene.

Utenriks- og sikkerhetspolitiske forhold

Allerede i 1982 ble norsk gass trukket inn i stormaktspolitikken, da USA forsøkte å gjennomføre en embargo mot bygging av nye sovjetiske rørledninger til Vest-Europa, med norsk gass som erstatningsalternativ. Både denne konflikten og oljekrisene rundt Den persiske gulfen er eksempler på at energi var et av de mest sentrale objektene for stormaktsrivaliseringen under den kalde krigen. Tilgangen til petroleumsressursene, handelen og prisene på dem hadde stor betydning både for de militære system og samfunnsutviklingen ellers. Etter Berlinmurens og Sovjetunionens fall har internasjonal politikk endret karakter, med USA som den eneste gjenværende globale supermakt, men med mange regionalt sterke stater. Verdens petroleumsressurser finnes fortsatt i områder med betydelig politisk ustabilitet, med rom for betydelige markedsforstyrrelser, risiko for norske selskaper i sine internasjonaliseringsprosesser og dermed også for norsk gass.

Siden gass er en ikke-fornybar ressurs med utbygging av langsiktig, kostbar og uflyttbar transportkapasitet skaper norsk gassproduksjon et avhengighetsforhold med strategiske og sikkerhetspolitiske konsekvenser både for Norge og mottakerlandene. Størrelsen på olje- og gasseksporten gjør at Norge har blitt en strategisk aktør i markeder av vital interesse for Vest-Europas energiforsyninger. Mottakerlandenes økonomiske utvikling og nasjonale sikkerhet er i stor grad avhengig av sikre energileveranser til stabile priser på et akseptabelt nivå.

Forholdet blir særlig klart gjennom de tette bindingene transportsystemene for gass fører til mellom oss og kjøperlandene. Norsk gassproduksjon og –transport kan således tenkes truet av terrorangrep, sabotasje, eventuelt rene krigshandlinger i ekstreme markedssituasjoner, for å skade/presse konsumentland. Installasjonene som danner infrastrukturen for gasstransport er sårbar i de fleste gassmarkeder. På norsk sokkel vil ødeleggelse av Draupner og Sleipner som transportknutepunkter alene stoppe mesteparten av norsk gasseksport til kontinentet. Tas Ekofisk, Europipe II og Frigg også ut vil det resterende av eksporten bli stoppet.

Gassproduksjon og –transport kan også trues ved kriser i oljemarkedet. I en krisesituasjon med reduksjon eller bortfall av oljeproduksjon i andre land, vil oljeprisene kunne øke betydelig, særlig dersom det ikke er ledig kapasitet andre steder. Dette øker samtidig gassens betydning, siden olje og gass i mange markeder er substitutter for hverandre. Viktige importland vil neppe sitte rolig og bare akseptere slike prisøkninger dersom de kan gjøre noe med det. I en slik situasjon er det rimelig å forvente økt press mot Norge fra importlandene for å holde i gang, eventuelt øke både olje- og gassproduksjonen. En politikk som går ut på å stenge norsk petroleumsproduksjon i en krisesituasjon synes således som uakseptabelt for konsumentland, dvs. våre allierte i øvrige politiske og forsvarspolitiske forhold. På den annen side kan det være fordelaktig for øvrige produsentland, spesielt dersom de er deltakere i en konflikter eksempelvis der  olje i Midtøsten eller om gass i Russland eller Nord-Afrika.

Bindingene og avhengigheten gjør at konsumentland kan ønske å forsvare installasjonene på norsk sokkel i en krise om vi ikke gjør det selv, eventuelt skulle ønske å stenge produksjonen. Dette skjerper kravet til et troverdig norsk forsvar av installasjonene og transportsystemene som er knyttet il disse. Selv med et sterkt norsk forsvar på dette området, vil Norge ikke kunne klare å forsvare alle installasjonene i Nordsjøen alene. Det er nødvendig å legge opp forsvaret av sokkelen i samarbeid med andre land, der spørsmålet om norsk styring blir sentralt. Dette indikerer at det også er slik at mottakerlandene av norsk gass har interesse av utformingen av norsk sikkerhetspolitikk på dette området, særlig europeiske stormakter som Tyskland, Frankrike og Storbritannia.

Sikkerhetspolitiske dimensjoner ved olje- og gassproduksjon har ellers særlig vært fokusert i forbindelse med mulighetene for produksjon i Nordområdene. I Nordområdene står vi overfor flere spesielle og viktige utfordringer i forbindelse med mulig olje- og gassaktivitet. Selv om problemene har vært mindre fokusert det siste tiåret, vil den spesielle situasjonen i Barentshavet om noen år igjen kunne bli politisk aktuell. Det vil være behov for både juridiske, politiske og økonomiske analyserer av hvordan en eventuell petroleumsvirksomhet i området skal utvikles. I en verden med mer liberalisert handel og langt friere kommunikasjon mellom landene, vil også samarbeids- og konfliktpotensialet kunne endre seg og muligens modifiseres. Samtidig består mange av de samme sikkerhetspolitiske, miljømessige og økonomiske skrankene som før.

Norsk gasstrategi må i en utenrikspolitisk kontekst derfor utformes med bevissthet om at blant annet supermakten USA, kjøperland som europeiske stormaktene og konkurrentene Russland og Algerie er opptatt av innholdet i den. Internasjonal oppmerksomhet rundt norsk olje- og gasspolitikk må forventes å øke ettersom produksjonsvolumet (også) på gass øker. Norge har gjennom dette fått økt utenrikspolitisk betydning både for andre produsentland og for land som kjøper olje og gass, ikke bare når det er ufred.

Et fortsatt politisert marked

Gass er en ikke-fornybar og strategisk ressurs i det europeiske markedet der markedsliberalisering over tid kan ha litt andre virkninger på priser og tilbud enn markedsliberalisering som regel har ellers. Fortsatt eksistens av grunnrente også i et liberalisert europeisk gassmarked bidrar til at det må forventes å forbli mer politisert enn de fleste andre internasjonale markeder. Politiske handlinger og kommersielle strategier vil påvirke hvordan grunnrenten til slutt fordeles. Vi kan ikke regne med at parter med ulike interesser på dette punktet kommer til å bli enige om hva som er den ”riktige” modell for det europeiske markedet fra produsent til brenner så lenge prinsippene kan tolkes i ulik retning. På den annen side er de fleste parter interessert i å finne gode løsninger som hensyntar optimal ressursforvaltning og samdriftsfordeler i et marked som vanskelig kan liberaliseres ved hjelp av konkurranse alene.

I hovedsak står vi alene som gasseksportør og vestlig land for å forsvare våre samlede interesser som gassnasjon. Spørsmål om organiseringen av det europeiske gassmarkedet så vel som virksomheten på norsk sokkel må forventes å innebære kontroversielle elementer særlig mellom Norge og EU i tiden fremover. Økonomisk og politisk rasjonalitet skal balanseres inn i partenes mulighet og evne til å nå sine mål. Som småstat i de fleste sammenhenger, men hovedaktør i et av Europas viktige energimarkeder, vil derfor betydelige krav og utfordringer bli stilt framover til norske politiske og kommersielle gassaktører. Herunder bør det gi oss  mulighet til å få innflytelse overfor energipolitiske beslutninger i EU. Rapporten argumenter for behovet for utvikling av en helhetlig norsk gasstrategi som omfatter måten vi organiserer produksjon, transport og salg av norsk gass, hvordan vi forholder oss til EU og EU-lands energi-, miljø- og avgiftspolitikk og forholdet til andre eksportører av gass.