Konkurrenceredegørelse 2007 - KAPITEL 6 Engrosmarkedet for naturgas
Forside - Indhold - Bund - Forrige "Konkurrenceredegørelse 2007" KAPITEL 6Engrosmarkedet for naturgas
6.1 Resumé og konklusionerNaturgas anvendes til el- og varmeproduktion, i industrien og i private husholdninger. Forbruget af naturgas udgør knap en fjerdedel af det samlede energiforbrug i Danmark. Det er derfor vigtigt, at markedet for naturgas i Danmark har gode betingelser for at blive så velfungerende og konkurrencepræget som muligt. Forholdene på engrosmarkedet har stor betydning for de priser og vilkår, der tilbydes på detailmarkedet. I en europæisk sammenhæng er Danmark på naturgasområdet nået relativt langt med liberaliseringen, og det danske gasmarked kan på den baggrund fremhæves som et af de mere velfungerende i Europa. Engros-markedet for naturgas i Danmark er imidlertid præget af en høj markedskoncentration med få aktører og begrænset handelsaktivitet mellem aktørerne. Der vurderes derfor at være muligheder for at gøre konkurrenceforholdene endnu bedre.
Leverandører på detailmarkedet køber gas på engrosmarkedet – oftest er der dog tale om de samme aktører, der er aktive på begge markeder, ligesom disse aktører ligeledes ofte er aktive på de omkringliggende markeder. Øget handel og flere udbydere på engrosmarkedet kan imidlertid forbedre leverandørernes vilkår ved køb af gas samt gøre det mindre risikabelt for nye aktører at træde ind på markedet. Flere udbydere og øget handel på engrosmarkedet er derfor en vigtig forudsætning for at fremme udviklingen af et endnu mere konkurrencepræget naturgasmarked i Danmark, som i sidste ende kan give et bredere udvalg af produkter og lavere priser.
Transporten af gas foregår i rørledninger. De fysiske muligheder for at transportere gas til og fra Danmark har stor betydning for engrosmarkedet. Endvidere har det betydning, om rammebetingelserne for handel med gas er velfungerende. Boks 6.1 viser hovedkonklusionerne om transportforbindelser og handelsmuligheder på det danske engrosmarked for naturgas.
Boks 6.1: Hovedkonklusioner om transport og handelsforhold på det danske engrosmarked for naturgas
Sørørene i Nordsøen udgør p.t. en væsentlig adgangsforbindelse for gas til Danmark. På sigt, når produktionen i Nordsøen aftager, kan sørørene komme til at udgøre et transportsystem mellem det danske og det hollandske marked. Sørørene har dermed stor betydning for nye udbydere af gas til det danske marked. DONG Energy’s ejerskab og drift af sørørene kan imidlertid påvirke antallet af udbydere på engrosmarkedet, fordi transportkunder i rørene skal give DONG Energy oplysninger om bl.a. transportmængder og tidspunktet for transporten. Dette kan udgøre en begrænsning på konkurrenternes ønske om at benytte sørørene. Det kan i en sådan situation fremme konkurrencen, hvis DONG Energy til den tid ikke fungerer som både ejer og systemoperatør.
En anden mulighed for at transportere gas til og fra Danmark er via forbindelsen gennem den dansk/tyske grænse (Ellund). Der er imidlertid tegn på kapacitetsbegrænsninger ved Ellund, og den knappe kapacitet bliver ikke allokeret optimalt. Der er endvidere kapacitetsbegrænsninger i rørforbindelsen mellem den dansk/ tyske grænse ved Ellund og det øvrige europæiske marked (DEUDAN-forbindelsen). Samtidig bliver den knappe kapacitet ikke udnyttet maksimalt. Det skyldes, at rørforbindelsen er virtuelt opdelt i tre ”fiktive” rør uden en samlet koordinering af kapaciteten i rørene.
Ud over en forbedret kapacitet i transportvejene for naturgas til og fra Danmark og en mere hensigtsmæssig udnyttelse af kapaciteten, vil tekniske/systemmæssige tiltag, der reelt medvirker til at sammenkoble markederne i Nordeuropa, kunne bidrage til bedre rammer for konkurrencen. Det samme vil en harmonisering af tariffer og vilkår for gashandel og -transport på tværs af de nationale markeder.
Bedre mulighed for handel på engrosmarkedet for naturgas er en afgørende forudsætning for et mere konkurrencepræget marked. Internt i Danmark kan der skabes grundlag for mere handel med gas, hvis en kunde – fx et kraftværk – kunne sende overskydende gas tilbage til transmissionsnettet og sælge gassen til andre aktører på markedet. Dette er ikke muligt efter de gældende regler for levering af gas til transmissionsnettet.
Energinet.dk har etableret en handelsplads for naturgas (GTF). Handelspladsen er imidlertid ikke en egentlig gasbørs, hvor købere og sælgere kan mødes via en fælles platform. GTF er således udelukkende en facilitet, der sikrer, at handelsaftaler – indgået bilateralt eller på en gasbørs – bliver fysisk effektueret.
Oprettelsen af en gasbørs vil understøtte handlen med gas. Forbedrede rammer gennem mere kapacitet, bedre udnyttelse af kapaciteten, harmoniserede tariffer og vilkår m.v. vil kunne tiltrække flere aktører og dermed give et bedre grundlag for at etablere en gasbørs. På grund af den begrænsede størrelse af det danske marked vil det være naturligt at se på, hvorvidt det danske og i første omgang det nordtyske marked kunne dækkes af en fælles gasbørs.
Energinet.dk har indgået et samarbejde med Nord Pool om at opstille en business case for en dansk gasbørs. Oprettelsen af en dansk gasbørs kan ses som et skridt på vejen mod en regional integration, hvor flere markedsområder samles under samme gasbørs.
Under alle omstændigheder vil etableringen af en gasbørs kræve, at en eller flere aktører med en vis størrelse og et betydeligt markedskendskab påtager sig rollen som en såkaldt market maker. En market maker forpligter sig til at stille både budog udbudspriser på børsen til enhver tid.
Samlet set vil det fremme konkurrencen på engrosmarkedet for naturgas i Danmark, hvis flere aktører får adgang til markedet, og hvis det er uafhængige parter, der ejer og driver adgangsvejene for transport af gas til Danmark. Det vil endvidere fremme konkurrencen med tiltag, der bidrager til en reel sammenkobling af det nordeuropæiske marked. Et velfungerende nordeuropæisk marked for naturgas kan være et skridt på vejen til at realisere et indre marked for naturgas i Europa.
Boks 6.2 viser en række anbefalinger, der kan skabe et mere konkurrencepræget engrosmarked for naturgas i Danmark.
Boks 6.2: Konkurrencestyrelsens anbefalinger til fremme af udviklingen af et mere konkurrencepræget engros marked for naturgas i Danmark
Afsnit 6.2 beskriver kort forhold om forbrug, produktion og aktører på markedet for naturgas i Danmark. Afsnit 6.3 belyser handel på engrosmarkedet for naturgas i Danmark. Afsnit 6.4 diskuterer adgangsforbindelsen fra gasfelterne i Nordsøen til Danmark. Afsnit 6.5 analyserer forbindelsen til Tyskland. Afsnit 6.6 omhandler DEUDAN-rørledningen, som forbinder Danmark med det øvrige europæiske gasmarked. Endelig analyserer afsnit 6.7 muligheden for en gasbørs for det danske marked. 6.2 Naturgas i Danmark – forbrug, produktion og aktørerForbrug Det samlede forbrug af naturgas i Danmark var i 2006 ca. 4 mia. m³. Det svarer til, at knap en fjerdedel af landets energiforbrug stammer fra naturgas. Værdien af forbruget af naturgas opgjort i markedspriser er ca. 14 mia. kr. (2005-tal).1
Naturgas anvendes til at producere el og varme på kraft- og varmeværker og som varme- og energikilde i produktions- og handelsvirksomheder og blandt private husholdninger. Omkring 330.000 kunder – såvel private og offentlige virksomheder som private husholdninger – bliver direkte forsynet med naturgas. Derudover forsynes ca. halvdelen af befolkningen indirekte med naturgas, da deres el- eller fjernvarmeforsyning anvender naturgas som energikilde.
Der er fire hovedgrupper af naturgasforbrugere i Danmark. De decentrale kraftvarmeværker/fjernvarmeværker aftager mere end en tredjedel af naturgassen i Danmark og er dermed den hovedgruppe, der aftager mest gas, jf. figur 6.1
Figur 6.1: naturgasforbrug i Danmark fordelt på kunder
Kilde: Energistyrelsen, Energistatistik 2005 samt egne beregninger.
Det er muligt at producere el og varme med andre brændselstyper end naturgas. Men på kort sigt er det ikke uden videre problemfrit for naturgasforbrugerne at skifte naturgas ud med andet brændsel. Naturgasforbrugere er som udgangspunkt relativt afhængige af forholdene på naturgasmarkedet, da det kan være forbundet med forholdsvis store omkostninger at skifte til andet brændsel, jf. boks 6.3.
Boks 6.3: Alternative brændsler til naturgas Det er muligt at substituere naturgas med andre brændselsformer såsom olie (gasolie og fuelolie), kul og vedvarende energi (vind, affald, træpiller, halm, biogas etc.). En række fjernvarmeselskaber har af historiske årsager været bundet til kun at kunne anvende bestemte typer af brændsel herunder gas. Det blev af miljømæssige og økonomiske hensyn fra politisk side vedtaget, at en stor del af fjernvarmeselskaberne skulle anvende naturgas. Endvidere kan det være dyrt og ressourcekrævende i øvrigt for både husholdninger og en del industrivirksomheder at skifte til alternative brændselsmuligheder/energikilder, når der først er investeret i varme- og produktionsanlæg, der bruger naturgas. Det skyldes, at et skift til andet brændsel vil kræve investering i et nyt varmeeller produktionsanlæg, der kan anvende den ny brændselstype. Fx koster det typisk 30- 40.000 kr. at investere i et varmeanlæg til træpiller i et parcelhus. Træpiller er et væsentligt alternativ til naturgas ved opvarmning i private husstande. Mange parcelhuse har imidlertid installeret en brændeovn. I kolde vintre bliver der ofte fyret mere med brænde og mindre med naturgas. Nogle forbrugere kan derfor skifte delvis til andet brændsel, såfremt de har eller får installeret en brændeovn.
Produktion Dansk naturgas stammer fra gasfelter i Nordsøen. Herfra bliver gassen transporteret i sørør ind til Jyllands vestkyst ved Nybro. 90 pct. af den danske naturgas bliver produceret af Dansk Undergrunds Consortium (DUC). Resten bliver produceret af henholdsvis Syd Arne gruppen og DONG E & P, jf. boks 6.4.
Boks 6.4: Dansk produktion af naturgas fordelt på selskaber Der er 19 producerende olie- og gasfelter i den danske del af Nordsøen. Ca. 90 pct. af den samlede danske produktion kommer fra DUC, godt 5 pct. fra Syd Arne-gruppen og resten fra DONG E & P. DONG E & P er ejet af DONG Energy. DUC har koncession på 15 felter. DUC består af et arbejdsfællesskab af selskaberne Mærsk Olie & Gas, Shell og Chevron. Mærsk Olie & Gas er operatør på DUC’s gasfelter.
Syd Arne gruppen har koncession på ét felt og består af Amerada Hess, DENERCO OIL A/S, DONG E & P og Danoil Exploration. Amerada Hess er operatør for Syd Arne gruppen.
DONG E & P har derudover koncession på tre felter, hvor DONG E & P selv er operatør.
Ca. 85 pct. af al dansk naturgas i Nordsøen bliver solgt til eller produceret af DONG Energy. DUC, som producerer 90 pct. af den danske naturgas, sælger ca. 83 pct. af sin totale gasproduktion til DONG Energy. DONG Energy har indgået langsigtede take-or-pay kontrakter med DUC.2 DUC parterne har givet tilsagn om over en 5-årig periode fra 1. januar 2005 at sælge 17 pct. (ca. 1,4 mia. m3 pr. år) af den årlige produktion til andre selskaber end DONG Energy.3 DONG Energy aftager desuden al produktion fra Syd Arne-gruppen. Endelig producerer DONG Energy også selv dansk gas i beskedent omfang.
Danmark er selvforsynende med og nettoeksportør af naturgas. Samlet eksporterer Danmark lidt over halvdelen af den producerede mængde. I 2006 blev der produceret ca. 9 mia. m³ naturgas i Danmark. Godt 4 mia. m³ gik til forbrug i Danmark. Resten blev eksporteret til Holland, Tyskland og Sverige, jf. figur 6.2. Det danske transmissionssystem fungerer dermed i høj grad som et transitsystem for den naturgas, der eksporteres til udlandet.
Figur 6.2: Dansk produktion af naturgas
Kilde: Energinet.dk.
Aktører I processen fra producent til slutkunde er en række forskellige aktører involveret. Det gælder transportkunder (grossister) på engrosmarkedet og gasleverandører på detailmarkedet. Naturgassen transporteres på sin vej fra producent til slutkunde gennem sørør i Nordsøen, det overordnede rørsystem på land – transmissionsnettet – og gennem de lokale distributionsnet, der fører gassen til slutkunden, jf. figur 6.3.
Figur 6.3: Aktører på naturgasmarkedet
Det landsdækkende transmissionssystem forbinder Danmark med sørør i Nordsøen og de tilstødende transmissionssystemer i Tyskland og Sverige. Den offentlige virksomhed Energinet.dk ejer og driver transmissionssystemet.
Der er fire lokale distributionsselskaber i Danmark – DONG Gas Distribution, HNG, Midt-Nord og Naturgas Fyn. Det er endvidere muligt at opbevare naturgassen i to naturgaslagre. Energinet.dk og DONG Storage ejer og driver hver sit lager ved henholdsvis Ll. Torup i Jylland og ved Stenlille på Sjælland.
6.3 HAndel på engrosmarkedet for naturgasEngrosmarkedet – en vigtig brik Naturgasmarkedet i Danmark kan overordnet opdeles i et engros- og et detailmarked. En væsentlig forskel på engros- og detailmarkedet er, om gassen købes og sælges med henblik på videresalg eller endeligt forbrug, jf. boks 6.5.
Boks 6.5: Engros og detailmarkedet På engrosmarkedet køber transportkunder (grossister) deres gas fra producenter eller fra andre transportkunder. Transportkunderne sælger gas videre til øvrige transportkunder eller til leverandører på detailmarkedet. På detailmarkedet sælger leverandørerne til slutkunderne. Leverandørerne på detailmarkedet køber deres gas på engrosmarkedet. Leverandørerne er dermed bindeledet mellem de to markeder. Ofte er de samme aktører aktive på både detail- og engrosmarkedet.
Engrosmarkedet er et vigtigt led i udviklingen af et velfungerende naturgasmarked i Danmark. Konkurrenceforholdene på engrosmarkedet har bl.a. stor betydning for naturgasmarkedet, fordi et velfungerende engrosmarked påvirker konkurrenceforholdene på detailmarkedet. Det skyldes, at de fleste nye aktører, som ønsker at komme ind på detailmarkedet, i Danmark ikke har adgang til gasforsyninger direkte fra producenter. Derfor har de nye aktører behov for at få gas på engrosmarkedet.4 Gasleverandørerne er således afhængige af forholdene på engrosmarkedet, og gasleverandørernes muligheder for køb af gas vil samtidig få betydning for de produkter, der tilbydes til slutkunderne på detailmarkedet.
Engrosmarkedet er derfor en afgørende brik til at udvikle et velfungerende og konkurrencepræget marked, som er den bedste forudsætning for et bredt udbud af produkter til de lavest mulige priser.
Engrosmarkedet for naturgas i Danmark er de seneste par år blevet undersøgt af Kommissionen i forbindelse med fusionen mellem DONG, Elsam og Energi E25 og igen i forbindelse med en omfattende sektorundersøgelse6 af de europæiske energimarkeder, jf. boks 6.6. Af Kommissionens analyser fremgår, at Danmark i en europæisk sammenhæng er langt fremme med liberaliseringen af naturgasmarkedet. Naturgassens betydning for Danmarks samlede energiforsyning indebærer imidlertid, at det løbende bør undersøges, om det er muligt at gøre engrosmarkedet mere velfungerende og konkurrencepræget.
Boks 6.6: Kommissionens vurdering af engrosmarkedet for naturgas i Danmark Betingelserne (tilsagnene) for Kommissionens godkendelse af fusionen mellem DONG, Elsam og Energi E2 var bl.a., at DONG Energy skulle frasælge sit naturgaslager i Ll. Torup og samtidig udbyde 400 mio. m³ gas årligt i seks år til konkurrerende aktører på det danske marked. Sigtet med disse tilsagn var alene at opveje de konkurrenceskadelige effekter, der fulgte af fusionen. Reglerne vedrørende fusioner giver således ikke hjemmel til at gribe ind over for de konkurrencemæssige problemer, der også var gældende før fusionen. I forbindelse med sektorundersøgelsen har Kommissionen udtrykt bekymring over konkurrenceforholdene på de europæiske naturgasmarkeder. Det fremgår imidlertid, at Danmark i forhold til mange andre EU-lande er langt fremme i liberaliseringen. Endvidere har undersøgelsen ikke medført konkurrencesager i Danmark, som det er tilfældet i flere andre europæiske lande. Alligevel er undersøgelsens konklusioner relevante at inddrage i forbindelse med denne undersøgelse af det danske engrosmarked. En række af de problemstillinger, Kommissionen peger på, er principielle og gælder også for Danmark.
Afgrænsning af engrosmarkedet Det danske engrosmarked omfatter det punkt, hvor gassen kommer ind i det danske transmissionssystem, til det punkt, hvor den bliver solgt videre til en leverandør på detailmarkedet. Gassen bliver typisk købt og solgt på flere forskellige måder på forskellige niveauer. I den forbindelse kan der skelnes mellem det primære og sekundære engrosmarked. Det primære engrosmarked omfatter de transportkunder, der i første omgang har gassen, inden den bliver solgt videre (til andre transportkunder eller detailmarkedets leverandører). Det sekundære engrosmarked er det marked, hvor aktørerne på engrosmarkedet handler gassen indbyrdes.
Der er betydelig forskel i styrken af konkurrenceudsætning fra en udbyder på det primære engrosmarked i forhold til en udbyder på det sekundære engrosmarked. Det skyldes, at en udbyder på det primære engrosmarked selv fører gas ind på markedet og samtidig har indflydelse på, hvem udbyderen kommer i konkurrence med på det sekundære engrosmarked og detailmarkedet. En udbyder på det sekundære engrosmarked er derimod afhængig af at kunne handle med en udbyder på det primære engrosmarked samtidig med, at udbyderen kun har rådighed over gas, som allerede findes på markedet.7 Opdelingen i det primære og sekundære engrosmarked er derfor relevant i forhold til at beskrive konkurrencesituationen på naturgasmarkedet.
Det danske naturgasmarked er på nuværende tidspunkt i praksis relativt afgrænset til Danmark. Hvis en leverandør ønsker at levere gas til en kunde i Danmark, skal leverandøren have adgang til gas i Danmark. Det kræver en række forskellige transaktioner at få gassen ind i landet. Fysiske, kontraktmæssige og/eller økonomiske. Selvom Danmark er forbundet med andre lande, er der dermed en naturlig ”bremse”, der gør, at markedet på nuværende tidspunkt ikke flyder sammen med fx Tyskland og Holland. Samtidig er Danmark placeret i et hjørne af det europæiske system, hvilket også er med til at afgrænse markedet.
Den største konkurrence til udbydere af naturgas kommer på kort sigt fra andre udbydere af naturgas – ikke fra udbydere af andre brændselstyper. Naturgas-markedet er således karakteriseret ved, at en række kunder på kort sigt kun kan anvende naturgas. Dette forhold vil naturligt have en afsmittende effekt på engrosmarkedet.
Markedsandele – Dong Energy og øvrige udbydere Dansk naturgas, der produceres i Nordsøen, kan fysisk enten transporteres til Danmark eller Holland. Af den samlede danske produktion på godt 9 mia. m³ i 2006, blev 7 mia. m3 transporteret til Danmark og 2 mia. m³ til Holland, jf. også figur 6.2 ovenfor. Transportkunder kan købe gas direkte fra DUC eller andre producenter i Nordsøen og transportere gassen gennem sørør til Danmark. Imidlertid er DONG Energy p.t. den eneste, der fører gas fra Nordsøen via sørør til Danmark, selvom andre end DONG Energy som udgangspunkt kan få adgang til at føre gas i ledningerne. Se også afsnit 6.4 nedenfor.
Danmark adskiller sig fra flere andre lande i EU ved, at kun én producent leverer og dækker stort set hele det danske naturgasmarked. På baggrund af historisk indgåede lange kontrakter om aftaget af den producerede gas er dette med til at begrænse konkurrencen og antallet af aktører på det primære engrosmarked.
De øvrige transportkunder på det danske marked køber gas fra Tyskland (eller fra andre lande i Europa, hvorfra gassen så bliver leveret ved den tyske grænse). Det danske marked udsættes ikke for konkurrence med gas fra Sverige. Sverige har ingen naturgasproduktion og forsynes udelukkende med gas fra Danmark, da det svenske net ikke er forbundet til andre lande.
I 2006 blev der importeret ca. 0,7 mia. m³ fra Tyskland – svarende til ca. 17 pct. af det danske forbrug. Derudover er DONG Energy i de næste seks år forpligtet til at udbyde 0,4 mia. m³ gas til det danske marked årligt på auktion, jf. boks 6.7. Dette svarer til ca. 10 pct. af markedet.
Boks 6.7: Dong Energy’s gas release DONG Energy’s Gas Release program sker som følge af krav fra Kommissionen og Konkurrencestyrelsen om, at DONG Energy i en periode på seks år på det danske marked skal udbyde 400 mio. m³ gas årligt på auktion. Til gengæld modtager DONG Energy en tilsvarende mængde på markeder i Tyskland, Holland, Belgien eller England. Første auktion blev afholdt i august 2006, dog først med leverance fra januar 2007. Det er vanskeligt at opgøre præcise markedsandele for DONG Energy og øvrige udbydere af gas på engrosmarkedet. Nogle udbydere kan af forretningsmæssige grunde være tilbageholdende med at oplyse om forventede markedsandele. Endvidere er der forskel på, om det er det primære eller sekundære engrosmarked, der lægges til grund. Endelig er markedet under udvikling, så aktørernes markedsandele ændrer sig løbende.
DONG Energy’s markedsandel på det primære engrosmarked kan med udgangspunkt i oplysningerne om DONG Energy’s leverancer fra Nordsøen og import af gas fra Tyskland samt Gas Release m.v. skønsmæssigt opgøres til knap tre fjerdedele af det samlede marked, jf. boks 6.8.
Boks 6.8: skønsmæssig opgørelse af markedsandele på det primære engrosmarked for gas i Danmark
Det lægges til grund i beregningerne, at al eksport foretages af DONG Energy og al import foretages af øvrige aktører.
DONG Energy’s markedsandel kan ikke opgøres entydigt. Denne opgørelse tager udgangspunkt i det primære engrosmarked. Det vil sige, hvem der råder over gassen, når den kommer ind på det danske marked, og hvem der har mulighed for at videresælge den på dette marked. Baggrunden herfor er, at der som nævnt er stor forskel på den konkurrencemæssige effekt fra en leverance af gas på det primære engrosmarked i forhold til en leverance af gas på det sekundære engrosmarked.
Når Gas Release konkret er medregnet det primære engrosmarked, skyldes det, at DONG Energy ikke selv har indflydelse på, hvem gassen sælges til i Gas Release.
DONG Energy oplyser, at selskabet vurderer sin markedsandel som væsentligt lavere end 73 pct. DONG Energy er imidlertid enig i, at det ikke er entydigt, hvordan markedsandelen på engrosmarkedet skal opgøres. Selskabet finder, at det er vigtigt at inddrage transportkundernes indbyrdes handel m.v. Det svarer til, at DONG Energy i denne analyses termer finder, at det er det sekundære engrosmarked, der bør tages afsæt i ved opgørelse af markedsandelen. Endelig mener DONG Energy, at opgørelsen af selskabets markedsandele også bør reflektere de mængder, der potentielt kan sælges i Danmark. Fx har DONG Energy solgt gas til konkurrenter på langsigtede aftaler, og disse mængder kan ifølge DONG Energy uafhængigt af DONG Energy sælges i Danmark.
I praksis betyder det, at ovenstående beregning kan suppleres med dels DONG Energy’s salg af gas direkte til andre aktører på engrosmarkedet og gennem swap-aftaler. I swap- aftaler bytter en udenlandsk aktør sig til en mængde gas fra DONG Energy mod at levere en tilsvarende mængde til DONG Energy på et andet marked.
Disse former for transaktioner bidrager til at øge mængden af gas fra andre aktører end DONG Energy på det sekundære engrosmarked. Set ud fra en konkurrencemæssig vinkel er det imidlertid af betydning, at DONG Energy selv vælger at indgå transaktionen. Det har i den forbindelse ingen betydning, om transaktionen gælder kort- eller langsigtede aftaler. Det afgørende er, at DONG Energy selv har valgt at indgå disse aftaler og selv har valgt, hvem de vil indgå aftalerne med. Derfor er ovennævnte forhold ikke lagt til grund i opgørelsen af markedsandele.
Kommissionen har opgjort DONG Energy’s markedsandel på det danske engrosmarked i 2004 til 85-95 pct. efter samme metode som i opgørelsen i boks 6.8.8Kommissionens opgørelse indeholder ikke et fradrag i markedsandelen for Gas Release, eftersom denne først træder i kraft fra 2007. Gas Release udgør som nævnt ca. 10 pct. af markedet.
Før liberaliseringen af naturgasmarkedet besad DONG Energy (daværende DONG) pr. definition hele det danske marked. Sigtet med at opgøre DONG Energy’s markedsandele er at illustrere forholdene på det nuværende liberaliserede marked. Størrelsen af DONG Energy’s markedsandel på engrosmarkedet i Danmark kan variere alt efter hvilken del af engrosmarkedet, der lægges til grund. Det væsentlige i den forbindelse er imidlertid, at DONG Energy – uanset opgørelsesmetode – er en stor udbyder af gas på det danske engrosmarked for naturgas.
Der er ca. syv aktører på engrosmarkedet ud over DONG Energy – herunder bl.a. Statoil Gazelle og Shell. Nogle af de mindre udbydere på det danske marked er store udbydere på det europæiske marked. Omvendt er DONG Energy en mindre aktør på det europæiske marked. Derfor kan det fremføres, at DONG Energy’s position på det danske marked ikke giver anledning til konkurrencemæssige overvejelser. Det vil imidlertid være en fejlagtig konklusion. Konkurrencerådet har i december 2005 afgjort, at markedet for engroshandel afgrænses nationalt til Danmark.9 Det skyldes, at DONG Energy’s konkurrencefordele på det danske naturgasmarked er så væsentlige, at markedsforholdene i Danmark adskiller sig fra markedsforholdene i andre lande. Ved en beskrivelse af konkurrenceforholdene er det derfor relevant at tage udgangspunkt i DONG Energy’s – og de øvrige aktørers – markedsandele i Danmark.
Likviditeten på engrosmarkedet Handlen på engrosmarkedet har væsentlig betydning for udviklingen af et konkurrencepræget naturgasmarked. Handlen på et marked beskrives ofte ved anvendelse af begrebet likviditet.
Et likvidt marked er defineret ved, at aktører til enhver tid kan foretage større handler uden at være i stand til at påvirke priser eller mængder.10 En høj likviditet sikrer en lav risiko ved at foretage handler på engrosmarkedet. På et likvidt marked vil køber være i stand til at sælge en vare straks efter køb uden at lide større tab. Risikoen for tab hænger i høj grad sammen med mængden af handler, antallet af aktører og prisgennemsigtigheden på markedet. Det er således muligt at anvende alle tre forhold som indikatorer for likviditeten.
Handel med gas mellem aktørerne på engrosmarkedet i Danmark foregår ved bilaterale aftaler. Det betyder, at køber og sælger indbyrdes aftaler priser, mængder og betingelser. De øvrige aktører på engrosmarkedet får ikke kendskab til de indgåede aftaler.
Selve den fysiske transaktion af gas mellem aktørerne foregår på en såkaldt hub. Her overdrages ejerskabet af gas fra én transportkunde til en anden. Ofte vil en hub dog også tilbyde andre services som eksempelvis konvertering af gaskvalitet samt hub-to-hub transfers, hvor en mængde gas leveret på én hub kan afsættes på en anden hub.
I Danmark driver Energinet.dk en hub, der betegnes GTF, jf. boks 6.9.
Boks 6.9: Beskrivelse af gTF – den danske hub Energinet.dk (daværende Gastra) introducerede den 1. januar 2004 en handelsplads for aktører på det danske gasmarked. Handelspladsen benævnes ”Gas Transfer Facility” (GTF) og giver transportkunder mulighed for at foretage bilaterale transaktioner af naturgas i transmissionssystemet. GTF er velegnet for transportkunder, der ønsker at øge eller reducere den mængde gas, kunden har til rådighed i systemet. Serviceydelsen er gratis at benytte. Transaktioner af gas via GTF foregår i transmissionssystemet. Det betyder, at den afgivende transportkunde har betalt det gebyr, som Energinet.dk beregner sig for at få gassen ind i systemet (betaling for entrykapacitet). Den modtagende transportkunde skal til gengæld betale for den exit- eller transitkapacitet, der er nødvendig for at få gassen ud af systemet.
Energinet.dk er ikke involveret i hverken prissætning eller vilkår for de overførte gasmængder. Selve overdragelsen foregår ved, at både den afgivende og den modtagende transportkunde nominerer den mængde gas på GTF, som parterne på forhånd har aftalt at handle. Energinet.dk sørger herefter for at udmønte aftalen i form af overførsel af gasejerskabet.
GTF er ikke en gasbørs. En gasbørs er en handelsplatform, hvor købere og sælgere kan mødes og handle på gennemsigtige vilkår. GTF er derimod den facilitet, der efterfølgende sikrer, at handelsaftaler – uanset om de er indgået bilateralt eller på en gasbørs – bliver fysisk effektueret. Der er således ikke en decideret handelsfunktion på GTF, men GTF (Energinet.dk) sørger for at overføre gasejerskabet fra sælger til køber.
Mængden af gas, der overføres via GTF, varierer en del over året. Der er flest transaktioner om vinteren, hvor forbruget af naturgas er størst. Fra begyndelsen af 2005 og frem til udløbet af 2006 har de daglige transaktioner på GTF ligget på mellem 0,5-2 mio. m³, jf. figur 6.4. Fra 1. januar 2007 er der imidlertid sket en markant stigning i den handlede mængde. I løbet af januar 2007 blev der dagligt overdraget mellem 4-7 mio. m³. Heraf udgør DONG Energy’s Gas Release under trekvart mio. m³.
Transaktioner på GTF har historisk set udgjort en begrænset andel af den samlede mængde gas, der forbruges i Danmark. Frem til årsskiftet 2007 har handlen på GTF i gennemsnit udgjort under ti pct. af det samlede danske forbrug, jf. figur 6.4. I perioden efter 1. januar 2007, hvor den handlede mængde som nævnt er steget betydeligt, har transaktionerne på GTF udgjort mellem 30-40 pct. af forbruget.
Figur 6.4: Transaktioner foretaget på GTF
Kilde: Energinet.dk.
En sammenligning af en række likviditetsindikatorer med andre hubs i Nordvest-europa giver et udtryk for, hvor velfungerende og likvid GTF er. Blandt de vigtigste hubs i dette område er: TTF (Holland), Zeebrugge (Belgien), NBP (UK), PEG (Frankrig), BEB VP (Tyskland) og E.ON GT (Tyskland).
En sammenligning af antallet af aktører – og ikke mindst aktive aktører – viser, at der på GTF er markant færre mulige handelspartnere end på de øvrige hubs, jf. figur 6.5. De aktive aktører på GTF udgør under en tiendedel af det tilsvarende antal på hubs i Belgien og Holland og under en tyvendedel af det tilsvarende antal i UK.
Figur 6.5: Antallet af aktører på hubs
Kilde: Energitilsynet.Anm.: GTF (Gas Transfer Facility) er ejet og drevet af den danske transmissionssystemoperatør (TSO) Energinet.dk, TTF (Title Transfer Facility) er ejet og drevet af den hollandske TSO GTS, Zeebrugge er ejet og drevet af den belgiske TSO Fluxys, BEB VP er ejet og drevet af den tyske TSO BEB, NBP er ejet og drevet af den engelske TSO National Grid Transco, og E.ON GT er ejet og drevet af den tyske TSO E.ON.
Det er en rimelig antagelse, at antallet af aktører på en hub er afhængig af størrelsen på det bagvedliggende marked. Det er således naturligt, at antallet af aktører på GTF vil være mindre end antallet af aktører på de øvrige hubs. Forbruget af naturgas i Danmark er eksempelvis ca. tyve gange mindre end i UK og Tyskland, jf. tabel 6.1. Det ændrer imidlertid ikke ved den kendsgerning, at uanset markedets størrelse vil et givent antal aktører være nødvendigt for at sikre tilstrækkelige muligheder for at finde en handelspartner.
Tabel 6.1: Forbrug af naturgas i udvalgte lande, 2005
Kilde: Energitilsynet.
Herfindahl-Hirschman Indekset (HHI) er et hyppigt anvendt mål for koncentrationen på et marked. Indekset beregner summen af de kvadrerede markedsandele. Indeksets maksimale værdi er 10.000, som er udtryk for den situation, hvor én dominerende aktør sidder på hele markedet. Der er en meget høj koncentration på GTF, hvorimod koncentrationen er markant lavere på flere af de øvrige europæiske hubs, jf. tabel 6.2.
Tabel 6.2: nøgletal for likviditeten på hubs, januar 2006 – september 2006
Note 1: December 2006.Note 2: Tallet i parentes gælder perioden oktober 2006 – januar 2007. Anm.: PEG er ejet og drevet af den franske transmissionssystemoperatør GDF. Forklaringer til de øvrige betegnelser for hubs: Se anm. til figur 6.5. Kilde: Energitilsynet.
Den udvekslede mængde gas på en hub afhænger i høj grad af det samlede gasforbrug i landet. Et forholdsvis større marked vil normalt se en tilsvarende større udveksling af gas i absolutte mængder. Mængden afhænger dog også af, hvor velfungerende den konkrete hub er. Den udvekslede mængde på GTF udgør kun en meget lille andel i forhold til den udvekslede mængde på de mest likvide hubs, jf. tabel 6.2. Dette gælder også, når man indregner den øgede handel på GTF i januar 2007, jf. tabellens note 2.
Begrebet churn factor beskriver, hvor mange gange den samme mængde fysiske gas udveksles mellem aktørerne. Jo flere gange gassen udveksles, jo mere likvid er markedspladsen. Således vil et højt antal udvekslinger betyde, at en aktør ved køb af gas har gode muligheder for at sælge gassen videre, hvilket øger incitamentet til handel i første omgang. På GTF udveksles gassen kun i meget lille grad mere end én gang, hvorimod gassen på TTF i Holland og på Zeebrugge i Belgien i gennemsnit udveksles mere end tre til fire gange, jf. tabel 6.2. På NBP i UK udveksles gassen i gennemsnit mere end ti gange mellem aktørerne.
Det kan konkluderes, at likviditeten på GTF er meget lav i forhold til likviditeten på flere af de øvrige hubs i regionen. En del af årsagen kan være, at de nødvendige rammebetingelser for selve indgåelsen af handler ikke er til stede. Handelsaftaler indgås som nævnt uden tilgængelig information om priser og betingelser for de øvrige transaktioner på GTF. I modsætning til i flere andre europæiske lande findes der i Danmark ikke en offentlig og troværdig markedspris. Den lave grad af gennemsigtighed kan mindske aktørernes tiltro til markedet og dermed begrænse handelsaktiviteten.
Den begrænsede handel med gas er gældende generelt for hele det europæiske gasmarked.11 Kommissionen peger bl.a. på, at den manglende likviditet på engrosmarkederne påvirker konkurrencen væsentligt. Engrosmarkederne har således betydning for markedsintegrationen og dannelsen af en markedspris baseret på udbud og efterspørgsel af gas.
En af de største barrierer for et mere likvidt og konkurrencepræget marked er få aktører og en høj markedskoncentration med én dominerende aktør. Flere udbydere, mere handel med gas og skabelsen af en synlig markedspris vil øge mulighederne for et mere likvidt, velfungerende og konkurrencepræget engrosmarked for naturgas i Danmark.
Nye udbydere på engrosmarkedet kan få adgang til gas enten fra Nordsøen eller fra Tyskland. Mere handel er betinget af flere udbydere af naturgas i Danmark, men også betinget af, at disse udbydere har mulighed for at føre gassen ud af landet igen. Velfungerende adgangsveje til og fra markedet er en betingelse for at skabe gode rammer for konkurrence og handel med gas. Det er vigtigt, at aktørerne har mulighed for at føre gassen derhen, hvor de kan opnå den højeste pris. Hvis udlandsforbindelserne udgør en begrænsning for transporten af gas, vil det kunne formindske incitamentet til handel på engrosmarkedet i Danmark. Et velfungerende og konkurrencepræget engrosmarked i Danmark hænger således sammen med, at Danmark er en integreret del af det europæiske marked.12
I fremtiden vil der sandsynligvis komme gas til Danmark fra andre steder end i dag. Det kan øge antallet af udbydere af gas på markedet. De nye adgangsveje kan fx være rørforbindelser fra Norge gennem en ny forbindelse langs den svenske og norske kyst. Endvidere kan der evt. komme gas fra Rusland. Denne gas kan fx komme til Danmark via Polen13 eller grænsen til Tyskland. Der er fx planlagt en russisk-tysk gasledning i Østersøen, som forventes færdig i 2011. Endelig kan der via tankskibe blive transporteret flydende naturgas (LNG) til Danmark, såfremt der bliver bygget havneterminaler til håndtering heraf.
Disse forhold har imidlertid alle forholdsvis lange udsigter. For at undersøge om det på kortere sigt er muligt at øge antallet af udbydere i Danmark, er det nødvendigt at se på de nuværende adgangsforbindelser til og fra markedet samt rammebetingelserne for handel. I de efterfølgende afsnit behandles derfor adgangen fraNordsøen, Tysklandsforbindelsen samt mulighederne for oprettelse af en gasbørs for det danske marked.
6.4 NordsøenFra produktionsfelterne i Nordsøen bliver den danske naturgas transporteret gennem sørørene til behandlingsanlægget i Nybro på Jyllands vestkyst. Sørørene i Nordsøen er en væsentlig adgangsforbindelse for gas til Danmark og har dermed stor betydning for engrosmarkedet.
Sørørene løber fra platformene Tyra og Syd Arne til Nybro, jf. figur 6.6. Rørled-ningerne er henholdsvis ca. 220 og 330 km lange. Fra Nybro bliver naturgassen ført videre ind i det danske transmissionssystem.
Figur 6.6: sørørene i nordsøen
Kilde: Gas Infrastructure Europe (GIE).
DONG Energy ejer sørørene. Det er imidlertid muligt for andre end DONG Energy at transportere gas i rørledningerne. Dette kan fx være aktuelt for en transportkunde, der har købt gas hos DUC14 eller en anden producent i Nordsøen. Når andre end ejeren selv transporterer gas i et rørsystem, kaldes det for tredjepartsadgang. Til sørørene er der forhandlet tredjepartsadgang. Det indebærer, at transportkunden skal forhandle priser og betingelser med ejeren i modsætning til reguleret tredjepartsadgang, hvor transporten foregår under faste priser og betingelser.
Priser og betingelser for forhandlet tredjepartsadgang skal være rimelige og må ikke være diskriminerende over for transportkunderne. Energitilsynet fører tilsyn hermed og behandler dermed eventuelle klager over adgang til sørørene.15
Fra gasfelterne i Nordsøen er der også forbindelse til Holland. Tyra Vest – F3 rørledningen forbinder Tyra med den hollandske rørledning NOGAT, hvorfra der er forbindelse med det øvrige hollandske gasnet. Tyra Vest – F3 rørledningen er ca. 100 km lang. DONG Energy og DUC ejer hver 50 pct. af Tyra Vest – F3.16
Fysisk løber gassen fra produktionsfeltet Tyra mod henholdsvis Danmark og Holland. Virtuelle handler17 i retning mod den fysiske strøm gør det imidlertid muligt at sælge hollandsk gas til det danske marked via Tyra. Samtidig kan aktører foretage virtuelle handler den modsatte vej fra Nybro til Holland. ”NOGAT – Tyra – Nybro” – systemet forbinder således to nationale naturgasmarkeder. Virtuelle handler reducerer mængden af transporteret gas. Hvis størrelsen af de virtuelle handler fra Holland til Danmark overstiger den fysiske strøm fra Tyra til Holland, vil det medføre, at der skal transporteres fysisk gas fra Holland til Danmark.18 Dette kræver imidlertid nogle tekniske foranstaltninger, jf. boks 6.10.
Boks 6.10: Hollandsk gas Gassen i det hollandske rørsystem er såkaldt vådgas, som kræver en behandling, før denne kan føres ind i det danske system. Behandlingsanlægget findes på Tyra og ejes af DUC. Transporten af større mængder gas fra Holland til Danmark kræver en udbygning af behandlingssystemet. Endvidere er der forskel på gaskvaliteten i Holland og Danmark, da der i de hollandske systemer både er såkaldt H-gas og L-gas.1 L-gas kan ikke uden videre føres ind i det danske system. I Danmark og i de fleste andre lande anvendes H-gas, og den danske gas, der i dag eksporteres til Holland, er ligeledes H-gas. Selvom de hollandske reserver af H-gas aftager, vil der sandsynligvis fortsat flyde H-gas i det hollandske gassystem, da Holland kan få H-gas fra fx Norge eller Rusland. Det er således muligt at føre gas fra Holland til Danmark, men det kræver visse tiltag. Note : H-gas og L-gas angiver, om gassen er af henholdsvis høj eller lav brændværdi. Der arbejdes p.t. på at gøre de to gasarter kompatible.
DONG Energy offentliggør en række informationer om tilgængelig kapacitet, indikative tariffer, vilkår og balanceforhold for sørørene fra Tyra og Syd Arne til Nybro. Oplysningerne er med til at øge gennemsigtigheden for tredjeparter. Der er imidlertid p.t. ikke andre aktører, der transporterer gas i sørørene end DONG Energy selv.
Hvis en transportkunde ønsker adgang til sørørene, skal kunden af tekniske årsager oplyse operatøren DONG Energy om en række konkrete forhold, herunder hvornår transporten finder sted og hvor stor en mængde gas, kunden maksimalt forventer at transportere pr. time. Endvidere er det nødvendigt, at transportkunden for hver time henholdsvis døgn i den pågældende periode oplyser om den faktiske leverance af gas i Tyra/Syd Arne og det tilsvarende aftag i Nybro.
Det indebærer, at DONG Energy vil få kendskab til planlagt markedsindtræden og daglige oplysninger om transportudsving. Dette er oplysninger, der bl.a. kan afsløre kundeprofiler, og som selskaber normalt vil være tilbageholdende med at oplyse til konkurrerende selskaber.
I tilfælde hvor transmissions-, distributions-, lager- eller LNG-selskaber modtager forretningsmæssigt følsomme oplysninger, regulerer naturgasforsyningsloven, hvorledes selskaberne skal behandle disse oplysninger fortroligt.19 Lovgivningen regulerer derimod ikke, hvorledes systemoperatøren på sørørene skal behandle sådanne følsomme oplysninger.
DONG Energy har oplyst, at selskabet, såfremt der opstår tredjepartstransport i sørørene, vil følge retningslinierne for håndtering af forretningsmæssigt følsomme oplysninger, som de fremgår af den danske naturgasforsyningslov gældende for transmissions-, distributions- og lagerselskaber.
Kommissionen har påpeget, at vertikalt integrerede infrastrukturselskaber udgør et konkurrencemæssigt problem, da de rette incitamenter til ligebehandling af brugerne ikke er til stede. Kommissionen peger på, at selv i de tilfælde hvor national lovgivning er i overensstemmelse med EU-direktivet, og hvor infrastrukturselskaber fuldt ud overholder lovens bestemmelser – herunder bestemmelser vedrørende behandling af fortrolige oplysninger – udgør den vertikale integration et konkurrencemæssigt problem.20
At DONG Energy ejer og samtidig er systemoperatør på sørørene, kan begrænse konkurrenters ønske om at benytte tredjepartsadgangen. Begrænsningen kan påvirke flowet af gas til Danmark både direkte fra gasfelterne i Nordsøen og fra Holland via Tyra. Alt i alt kan det kombinerede ejerskab og drift af sørørene være en medvirkende faktor til at mindske antallet af udbydere på det danske engrosmarked.
Sørørenes funktion Sørørene er i sin tid anlagt i tilknytning til produktionen i Nordsøen med det formål at transportere den producerede gas til Danmark. Med åbningen af Tyra Vest – F3 rørledningen er der skabt mulighed for, at sørørene i Nordsøen efterhånden kan ændre funktion.
Som før beskrevet har etableringen af Tyra Vest – F3 gjort det muligt at transportere gas fra Holland til Danmark – og omvendt. Det indebærer, at sørørene ikke udelukkende fungerer som transportforbindelse fra et produktionsanlæg, men også som forbindelsesled mellem to separate markeder. Dermed tager rørledningerne i højere grad form af et transmissionssystem.
Den høje og stabile produktion fra felterne i Nordsøen udgør dog fortsat den primære gastransport i rørledningerne. Således er der kun begrænset ledig kapacitet til rådighed for tredjepartadgang, jf. tabel 6.3. Knap 85 pct. af kapaciteten i releveringspunktet21 Nybro er forhåndsreserveret til transport af gas. Samtidig er under otte pct. af kapaciteten i leveringspunktet Tyra ledig, og al gas fra Holland skal i givet fald, som nævnt, netop gennem Tyra.
Tabel 6.3: Kapacitet i sørørene de kommende 18 mdr., pr. 26. april 2007
Note 1: Kapaciteten kan øges med ca. 7 mio. m³/dag med 18 mdrs. varsel.Kilde: DONG Energy.
Produktionen i Nordsøen ventes om få år at være aftagende, og fra omkring 2015 ventes Danmark ikke længere at være selvforsynende med naturgas.22ktionen aftager, vil der samtidig blive gradvis mere kapacitet i sørørene til rådighed for tredjepartsadgang. Således er det tænkeligt, at rørledningerne i fremtiden i højere grad end i dag vil fungere som et reelt transportsystem mellem det danske og det hollandske marked. Det gælder også, selvom den hollandske produktion i Nordsøen ligeledes forventes at aftage. Om gassen stammer fra gasfelter i Nordsøen, om det er russisk gas eller evt. gas fra LNG terminaler er irrelevant. Det væsentlige er, at rørledningerne kan fungere som transportforbindelse mellem to markeder.
Det er af afgørende betydning, at adgangen til infrastruktur er gennemsigtig og lige for alle aktører – både af hensyn til konkurrencen og til forsyningssikkerheden. I takt med, at Nordsøproduktionen aftager, vil sørørene i højere grad udgøre et transmissionssystem. Derved kan det være en stigende hindring for konkurrencen, at DONG Energy fungerer som både ejer og systemoperatør på sørørene – særligt i kraft af ovennævnte forhold omkring udlevering af følsomme oplysninger.
Endvidere kan ejerskabet på sigt vise sig problematisk af hensyn til evt. fremtidige investeringsbeslutninger. Kommissionen har påpeget, at fuld ejermæssig adskillelse af infrastruktur fra kommercielle aktiviteter er den mest effektive løsning i forhold til at sikre det rette investeringsniveau. Den næstbedste løsning, ifølge Kommissionen, er en uafhængig systemoperatør.23 Kommissionens konklusioner vedrører ikke specifikt off-shore rørledninger, men transmissions- og lagersystemer. I det omfang sørørene i Nordsøen skifter funktion fra transport af gas fra produktionsfelter til transport af gas mellem markeder, vil konklusionerne imidlertid fortsat være relevante.
Fuld ejermæssig adskillelse vil nedbryde barrierer med håndteringen af forretningsmæssigt følsomme oplysninger og endvidere bidrage til at sikre det rette investeringsniveau. En uafhængig systemoperatørs funktion kunne være udelukkende at varetage kapacitetstildelingen ud fra fastsatte objektive kriterier samt at sikre, at forretningsmæssigt følsomme oplysninger fra tredjeparter behandles fortroligt. Alle investeringsmæssige beslutninger ligger imidlertid fortsat hos ejeren.
Uanset om der sker en ejermæssig adskillelse af sørørene, eller om der iværksættes en uafhængig systemoperatør, er det afgørende, at begge løsninger vil fremme aktørernes incitamenter til at føre gas fra Nordsøen til Danmark. Dette vil have en gavnlig konkurrencemæssig effekt på det danske engrosmarked for naturgas. Endvidere er der mulighed for, at der på sigt vil ske en sammenkobling af de danske og norske sørør således, at der også i producentleddet opstår mere konkurrence – ligeledes til gavn for det danske marked. Det skal imidlertid bemærkes, at allerede den nuværende forbindelse til det hollandske naturgassystem kan føre til en stigning i konkurrencen på leverancer af gas til aktører på det danske marked. Det skal samtidig påpeges, at en ejermæssig adskillelse eller en uafhængig systemoperatør kun vil have en reel konkurrencemæssig effekt, såfremt sørørene i Nordsøen fortsat udgør en væsentlig adgangsvej for gas til Danmark.
Boks 6.11: Afledte effekter af en ejermæssig adskillelse eller en uafhængig systemoperatør af sørørene i nordsøen En ejermæssig adskillelse eller en uafhængig systemoperatør vil nedbryde barrieren i form af håndteringen af forretningsmæssigt følsomme oplysninger. Dermed vil aktørernes incitamenter til transport af gas til det danske marked via sørørene alt andet lige stige. En heraf afledt stigning i efterspørgslen efter gas i Nordsøen kan føre til øget fortjeneste for producenter af naturgas i dette område. De langvarige take-or-pay kontrakter mellem DUC og DONG Energy er imidlertid uberørte heraf. Den konkurrencemæssige effekt af en ejermæssig adskillelse/uafhængig systemoperatør vil på sigt øge potentialet for, at nye aktører kan konkurrere på det danske marked med gas fra Nordsøen. Det er vanskeligt at vurdere effekten heraf på priser og avancer på engrosmarkedet på kort sigt. Men på længere sigt vil et konkurrencemæssigt velfungerende naturgasmarked alt andet lige give forbrugerne de lavest mulige priser og det mest differentierede vareudbud. 6.5 Kapacitetsbegrænsninger til TysklandI relation til engrosmarkedet i Danmark har det som nævnt afgørende betydning, at der er rig mulighed for at få gas ind i landet. Ud over fra Nordsøen kan dette i dag ske fra Tyskland. Af hensyn til aktørernes incitamenter til at handle gas i Danmark har det imidlertid også væsentlig betydning, at der er mulighed for at føre gassen ud af landet igen. Internationale aktører vil således ønske at føre gassen derhen, hvor de kan opnå den højeste pris. Hvis udlandsforbindelserne udgør en begrænsning for transporten af gas, vil det mindske incitamentet til handel på engrosmarkedet i Danmark.
Det danske gastransmissionssystem har p.t. kun én direkte forbindelse til det europæiske fastlandsrørsystem. Forbindelsen krydser den dansk/tyske grænse ved Ellund, jf. figur 6.7.
Figur 6.7: Det nordeuropæiske fastlandsrørsystem
Kilde: Gas Infrastructure Europe (GIE).
Den fysiske strøm af gas i Ellund løber fra Danmark til Tyskland (exit Danmark). Transportkapaciteten i punktet er 344.000 m³/time. Aktørerne handler imidlertid også gas den modsatte vej (entry Danmark). Når transportkunder foretager en handel fra syd mod nord, mindskes blot den mængde gas, der ellers skulle transporteres i sydlig retning. Det er altså kun nettomængden, der transporteres, hvilket øger den reelle handelskapacitet i Ellund. Systemoperatøren i Danmark,
Energinet.dk, kender dog ikke på forhånd den præcise mængde gas, der handles fra Tyskland til Danmark. Derfor kan Energinet.dk ikke garantere en større transport ud af Danmark end den fysiske begrænsning på 344.000 m³/time.
Når den fysiske (exit)kapacitet i Ellund er fuldt reserveret, har transportkunder mulighed for at indgå kontrakter på såkaldt afbrydelige vilkår på enten niveau 1 eller niveau 2, jf. boks 6.12. Selvom kapaciteten er nået, er der således fortsat mulighed for enten, at én eller flere transportkunder ikke anvender deres kapacitet fuldt ud, eller at der er tilstrækkelig handel i modsat retning til, at nettomængden ikke overstiger kapaciteten. I så fald vil også kunder med kontrakter på afbrydelige vilkår få transporteret gas.
Boks 6.12: uafbrydelige/afbrydelige vilkår Transportkunder kan indgå kapacitetskontrakter under tre forskellige vilkår:
Kontrakter på uafbrydelige vilkår, hvor transportkunden er sikker på sin leverance, bliver solgt op til den maksimale fysiske kapacitet. Yderligere kapacitet sælges på afbrydelige vilkår. Ved indgåelse af en kapacitetsaftale på afbrydelige vilkår kan transportkunden ikke være sikker på at få leveret sin gas. Leverancen er afhængig af, at andre kunder ikke fuldt anvender deres kapacitet eller, at der foregår tilstrækkelig handel den modsatte vej. Til gengæld opnår kunden en prisrabat ved at indgå kontrakter på afbrydelige vilkår.
Det er muligt at indgå kontrakter på afbrydelige vilkår på to forskellige niveauer. Salg af afbrydelig kapacitet op til en vis mængde sker til niveau 1, hvorefter yderligere salg af kapacitet sker til niveau 2. Besparelsen er størst ved køb af afbrydelig kapacitet, niveau 2.
Ved allokering af kapaciteten i den daglige drift prioriterer systemoperatøren kunder med uafbrydelig kapacitet før kunder med afbrydelig kapacitet af niveau 1 og endelig kunder med afbrydelig kapacitet af niveau 2. I tilfælde af afbrud vil kapacitetsallokeringen ske pro rata i forhold til kapacitetsbestillingen.
Det er muligt at reservere kapacitet frem i tiden. I perioden frem til december 2007 overstiger den reserverede exitkapacitet den fysiske kapacitet i Ellund, jf. figur 6.8. De reservationsbestillinger, der overstiger den fysiske kapacitet, er indgået på afbrydelige vilkår. I perioden herefter og frem til maj 2008 er omtrent hele den fysiske kapacitet p.t. også allerede reserveret. Endvidere er den nettoreserverede kapacitet24 i hele perioden frem til maj 2008 enten større end eller meget nær den fysiske kapacitet.25
Figur 6.8: Kapacitetsbestillinger i exitpunktet Ellund pr. 10. april 2007
Kilde: Energinet.dk.
At nettoreservationsbestillingerne overstiger den fysiske kapacitet, indebærer ikke nødvendigvis, at transportkunder, der har reserveret kapacitet, ikke får leveret deres gas. Det er således muligt, at ikke alle transportkunder anvender deres fulde kapacitetsbestilling, hvilket giver yderligere fri kapacitet i rørene til transportkunder på afbrydelige vilkår. Nettoreservationsbestillingernes overskridelse af den fysiske kapacitet kan dog være en indikator for, at der er en begrænsning i systemet.
Hvorvidt kapaciteten er en begrænsning for transporten af gas afhænger ikke kun af reservationsbestillingerne, men også af det faktiske flow af gas. For hver time i døgnet angiver transportkunderne til systemoperatøren, hvor stor en mængde gas de fysisk ønsker at transportere – dvs. hvor stor en del af deres kapacitetsreservation, de vil anvende. Hvis mængden af gas, der ønskes transporteret fra Danmark til Tyskland, fratrukket den mængde gas der ønskes transporteret den modsatte vej, overstiger kapaciteten på 344.000 m³/time, er systemets begrænsning i Ellund overskredet. I så fald vil systemoperatøren være nødsaget til at afbryde den eller de kunder, der har anmodet om transport af gas ud over kapacitetsgrænsen.
Endnu har det ikke været tilfældet, at systemoperatøren har afbrudt leverancer i sydgående retning pga. fysiske kapacitetsbegrænsninger i Ellund. Det seneste år har det fysiske flow af gas imidlertid periodevis nærmet sig den fysiske kapacitet.26At der endnu ikke er forekommet afbrydelser i leverancen, ændrer heller ikke ved, at nettoreservationsbestillingernes overskridelse af den fysiske kapacitet kan være en indikator for, at der er en begrænsning i systemet. Ligeledes peger flere aktører på, at der er kapacitetsproblemer ved Ellund både i nord- og sydgående retning. Endvidere bliver entry/exit punktet Ellund drøftet i en arbejdsgruppe om kapacitetsbegrænsninger under det såkaldte Gas Regional Initiative (GRI), hvor regulatorer, systemoperatører og markedsaktører arbejder for et bedre indre marked for gas.
En eventuel udvidelse af kapaciteten kan også på sigt blive en nødvendighed. Efterhånden som den danske produktion aftager, vil behovet for import af eksempelvis russisk gas via Tyskland stige. Hvis importen med tiden overstiger eksporten, vil strømmen vende således, at gassen fysisk transporteres fra syd mod nord. I så fald kan den nuværende kapacitet vise sig at være utilstrækkelig, såfremt det danske (og svenske) forbrug af naturgas skal dækkes fuldstændigt af gas fra Tyskland.
Der kan i grænsepunktet Ellund p.t. kun fysisk transporteres gas fra Danmark til Tyskland – ikke omvendt. Det betyder, at en virtuel handel fra Tyskland til Danmark som minimum kræver en handel af tilsvarende størrelse i den modsatte retning. I marts 2007 var det for første gang i enkelte timer ikke muligt virtuelt at transportere gas fra Tyskland til Danmark. Det skyldes, at der i disse timer ikke var nomineret gas i sydgående retning. I takt med en stigende import vil det være af voksende nødvendighed, at systemet i Ellund bliver i stand til at transportere fysisk gas fra Tyskland til Danmark.27 Samlet signalerer ovenstående forhold, at der kan være behov for at udvide kapaciteten i Ellund. Af hensyn til et velfungerende engrosmarked er det afgørende, at det ikke er kapaciteten, der sætter en begrænsning for aktørerne på markedet. Derfor vil det være en fordel at vurdere behovet for at udvide kapaciteten i Ellund.
Aktørerne på naturgasmarkedet har over for EU’s rådgivende gruppe af energiregulatorer ERGEG28 tilkendegivet, at begrænset adgang til kapacitet er blandt de væsentligste barrierer for øget likviditet på engrosmarkedet.29 Også Kommissionen fastslår, at der generelt ikke er tilstrækkelig kapacitet i grænseforbindelserne.30
Investeringer i ny, større infrastruktur kan fx ske efter ”Open Season” princippet.31Open Season medfører bl.a., at aktører på forhånd kan tilkendegive deres interesse i et givet investeringsprojekt. Princippet giver dermed langsigtede investeringssignaler. Specifikt i forhold til Ellund vil større kapacitet i Tysklandsforbindelsen på lang sigt bedre understøtte et likvidt dansk marked.
Kapacitetsallokering på kort sigt Uanset en eventuel udvidelse af kapaciteten i Ellund, vil det på kort sigt have afgørende betydning, hvorledes den knappe kapacitet bliver allokeret.
Der findes en række forskellige anvendte principper for kapacitetsallokering, jf. boks 6.13.
Kapacitetsallokering i det danske transmissionssystem foregår ved et First-come- first-served (FCFS) princip, hvilket medfører, at Energinet.dk tildeler kapaciteten til den kunde, som anmoder om den først. Endvidere gælder et Use-it-or-lose-it (UIOLI) princip, der har til hensigt at frigøre kapacitet, som på forhånd er reserveret af en transportkunde, men som på det aktuelle tidspunkt er ubrugt. Princippet sikrer en højere udnyttelsesgrad af systemet og er med til at afhjælpe den aktuelle kapacitetsbegrænsning i Ellund.
Enhver knap ressource har en markedsværdi, uanset om det er jord, radiofrekvenser, taxilicenser eller rørkapacitet. Når en knap ressource sælges til markedspris, betyder det, at sælgeren får fuld valuta af denne markedsværdi, i modsætning til hvis den knappe ressource foræres væk eller sælges til under markedsprisen. I så fald er der tale om en økonomisk omfordeling fra sælger til køber. Hvis systemoperatøren sælger den knappe kapacitet til under markedsprisen, betyder det således, at der indirekte overføres værdi til de selskaber, der køber den. En sådan overførsel kan have konkurrenceforvridende effekter.
Anvendelse af enten FCFS eller pro rata princippet, hvor transportkunder i tilfælde af begrænsning får tildelt kapacitet pro rata i forhold til deres reservationsbestilling, fører ikke til en markedspris på kapaciteten. Under disse allokeringsprincipper handles kapaciteten til regulerede priser, der ikke direkte afspejler værdien af flaskehalsen.
Boks 6.13: generelt om allokeringsprincipper Kapacitetsallokering foregår ved en række forskellige principper. Blandt de oftest anvendte allokeringsprincipper er:
Det mest almindelige allokeringsprincip i EU er First-come-first-served (FCFS). Som navnet angiver, tildeler systemoperatøren kapaciteten til den kunde, som reserverer den først. Fordelen ved dette princip er især, at det er enkelt at håndhæve. Ulempen er til gengæld, at det ikke er særlig markedskonformt i og med, at princippet medfører en væsentlig grad af tilfældighed i kapacitetsallokeringen. Endvidere vil aktører med den største sikkerhed for gaskontrakter – hvilket typisk er de dominerende aktører med de største markedsandele – ofte reservere kapaciteten først.
I en pro rata allokering får alle transportkunder som udgangspunkt den kapacitet, som de anmoder om. Hvis der opstår en begrænsning, vil hver transportkunde få tildelt kapacitet pro rata i forhold til sin anmodning. Ulempen ved pro rata allokering er, at transportkunder får incitament til at reservere mere kapacitet, end de har behov for, da de derved kan opnå en højere andel af den knappe kapacitet i tilfælde af begrænsning.
Ved auktioner tildeler systemoperatøren kapaciteten til de transportkunder, der byder den højeste pris. Fordelen ved auktioner er, at prisen på kapaciteten bliver markedsbestemt samt, at kapaciteten tildeles den aktør, som tillægger kapaciteten højest værdi. På linie med hvad der er tilfældet ved de øvrige principper, vil dominerende aktører dog også under auktionsformen kunne afholde nye og mindre aktører fra at få adgang til markedet.
De nævnte allokeringsprincipper kan hver for sig kombineres med et princip for gensalg af ubrugt kapacitet:
Use-it-or-lose-it (UIOLI) princippet medfører, at systemoperatøren gensælger ubrugt kapacitet. Det betyder, at såfremt transportkunder ikke anvender den fulde reserverede kapacitet, vil denne blive tilbudt andre aktører ved et af de tre ovenstående allokeringsprincipper.
En auktionsbestemt kapacitetsallokering vil derimod føre til en markedsbestemt pris på kapacitetsbegrænsningen, der er lig provenuet fra auktionen. Auktionen sikrer, at efterspørgslen selv sætter prisen på den knappe kapacitet.
Endvidere vil et velfungerende auktionsdesign sikre, at kapaciteten tildeles den eller de aktører, der tillægger den højest værdi. Auktionen er således medvirkende til at fordele ressourcerne på samme måde som under konkurrenceudsatte forhold. Når køberen af den knappe ressource er den aktør, der tillægger den højest værdi, og derved også den aktør, der alt andet lige kan udnytte den mest effektivt, sker fordelingen samfundsøkonomisk mest efficient.
Endelig vil den auktionsbestemte pris på den knappe ressource dels give signaler om hvor stort behov, der måtte være for udbygning,32 dels give systemoperatøren flaskehalsindtægter, som kan bruges til fremtidige investeringer. Anvendelsen af daglige auktioner vil i øvrigt kunne medvirke til at mindske problemet ved en eventuel kapacitetsbegrænsning. Der er altså væsentlige fordele ved at anvende auktionsprincipper for allokering af kapaciteten i transmissionssystemet.
Energinet.dk og de tyske transmissionsselskaber BEB og E.ON undersøger p.t. muligheden for at indføre et auktionsprincip i Ellund.
Konkret bør auktionsprincippet gælde ved salg af både uafbrydelig og afbrydelig kapacitet. For sidstnævnte er allokeringsprincippet dog kun aktuelt for typen afbrydelig kapacitet, niveau 1. Afbrydelig kapacitet, niveau 2 sælges ubegrænset og er derfor ikke en knap ressource, hvorfor auktionsprincippet er irrelevant.
Salget af uafbrydelig kapacitet bør derimod altid foregå under anvendelse af en auktionsbestemt allokering – uanset om det gælder det initiale salg af kapacitet eller salg som følge af UIOLI princippet. På baggrund af eksisterende langvarige reservationsbestillinger vil det imidlertid være naturligt i første omgang at anvende auktionsprincippet på blot en andel af salget af uafbrydelig kapacitet. Det kan af hensyn til langsigtede investeringssignaler endvidere være hensigtsmæssigt fortsat at udbyde en del af kapaciteten på længerevarende kontrakter.
6.6 DEUDANRørforbindelsen fra Ellund til Quarnstedt – et stykke nord for Hamborg – er ca. 111 km lang og betegnes DEUDAN. Først lidt syd for Hamborg forgrener systemet sig til mere end ét rør.
DEUDAN-forbindelsen er eneste transportvej over land mellem Danmark og det øvrige europæiske gasmarked. I lighed med Ellund har det afgørende betydning, at denne forbindelse er velfungerende. I modsat fald vil det være en væsentlig begrænsning for handlen med gas til og fra Danmark.
DEUDAN-forbindelsen er ejet og drevet af tre forskellige systemoperatører:
Der er ikke direkte sammenhæng mellem operatørernes respektive ejerandele og deres andele af kapaciteten i rørforbindelsen. I praksis har hver operatør leaset kapacitet af selskabet DEUDAN. DONG Energy Pipelines har en kapacitetsandel målt i m³/time på ca. 12,8 pct., BEB på 27,2 pct. og E.ON Gastransport på 60 pct.33
Den samlede kapacitet i DEUDAN er således fordelt mellem de tre operatører, hvilket betegnes som et virtuelt rør-i-rør system. Det svarer i princippet til, at hver operatør har sit eget mindre rør inde i DEUDAN-røret.34 Kapaciteten i hvert enkelt af de tre mindre rør er lig den andel af kapaciteten, som hver operatør har leaset i DEUDAN.
Kapaciteten i DONG Energy Pipelines andel af DEUDAN er fuldt reserveret i årene 2006, 2007 og 2008. Lignende kapacitetsbegrænsninger findes i de øvrige selskaber.
Kapacitetsbegrænsningen i DEUDAN gør, at allokeringsprincipperne får særligt stor betydning. En inefficient kapacitetsallokering kan således være en yderligere hindring for transporten af gas, hvis der i forvejen er begrænsning.
Kapacitetsallokering i DEUDAN Det er afgørende for en velfungerende forbindelse, at kapacitetsallokeringen ikke mindsker den mængde gas, der kan transporteres gennem systemet, jf. boks 6.14. I forhold til DEUDAN-forbindelsen betyder det bl.a., at det virtuelle rør-i-rør princip ikke må være en begrænsning i forhold til, hvis der kun var én ejer af kapaciteten i røret. Af hensyn til et velfungerende engrosmarked for naturgas i Danmark er det hensigtsmæssigt, at kapaciteten i DEUDAN-forbindelsen udnyttes bedst muligt.
Boks 6.14: Forordningens regler vedrørende principper for kapacitetstildeling Artikel 5 i Europa-Parlamentets og Rådets Forordning nr. 1775/2005 af 28. september 2005 om betingelserne for adgang til naturgastransmissionsnet (transmissionsforordningen) vedrører principper for kapacitetstildeling og procedurer for håndtering af kapacitetsbegrænsninger. Artikel 5, stk. 1, fastslår, at den størst mulige kapacitet på alle relevante punkter skal stilles til rådighed for markedsdeltagere under hensyntagen til systemintegritet og effektiv netdrift.
Artikel 5, stk. 2, litra a, fastslår, at transmissionssystemoperatører skal indføre og offentliggøre ikke-diskriminerende og gennemsigtige mekanismer for kapacitetstildeling, der skal give passende økonomiske signaler med henblik på en effektiv og maksimal udnyttelse af den tekniske kapacitet og fremme investeringer i infrastruktur.
Det er en klar fordel ved rør-i-rør princippet, at der er konkurrence om at tilbyde transportydelser i det samme rør. Omvendt er det en ulempe, at kapacitetsallokering foregår i tre særskilte systemer under hver sin operatør. Det medfører, at såfremt kapaciteten i ét system er fuldt reserveret og fuldt benyttet, vil afbrydelige kunder under samme operatør ikke få leveret deres gas – uagtet at der i ét af eller begge de to øvrige systemer måtte være ledig kapacitet til rådighed. Transportkunder i et virtuelt rørsystem kan således risikere at blive afbrudt, selvom der er ledig fysisk kapacitet. Rør-i-rør princippet kan derfor medføre en kapacitetsbegrænsning, der er unødvendig for transporten af gas til og fra Danmark.
På lang sigt kan den virtuelle røropdeling endvidere føre til problemer mht. eventuel udbygning af kapaciteten. På trods af en vis koordinering mellem operatørerne kan vigtige signaler om behov for udbygning gå tabt. Det kan være vanskeligt for en enkelt operatør med sit eget begrænsede ansvarsområde at skabe overblik over forholdene i hele rørforbindelsen.
En uafhængig operatør vil kunne sikre en optimal fysisk kapacitetsudnyttelse i DEUDAN. Den uafhængige operatørs funktion skal udelukkende være at varetage kapacitetsallokeringen efter fastsatte og objektive kriterier og med udgangspunkt i de nuværende ejerforhold. En uafhængig operatør, der udelukkende håndterer kapacitetsallokeringen, vil derfor ikke påvirke evt. konkurrencemæssige fordele ved opdelingen af DEUDAN mellem tre forskellige systemoperatører.
En anden mulighed kunne være, at de respektive systemoperatører i DEUDAN ved en fælles IT-løsning sikrer en optimal kapacitetsudnyttelse. Formålet med en fælles IT-løsning skulle alene være at sikre en optimal udnyttelse af den ledige kapacitet, uden at påvirke evt. konkurrencemæssige fordele ved tredelingen af DEUDAN.
Fordelen ved en uafhængig operatør eller en fælles IT-løsning er bl.a., at der kan udnyttes mest mulig kapacitet, uden at de tre konkurrerende systemoperatører samordner udbuddet af kapacitet. Dermed undgås risikoen for konkurrencebegrænsning.
6.7 Gasbørs for det danske markedVelfungerende adgangsveje er en nødvendig, men ikke tilstrækkelig betingelse for at sikre en høj likviditet på engrosmarkedet. Det er også en forudsætning, at aktørerne har gode muligheder for at handle gas indbyrdes. I Danmark foregår handel med gas udelukkende bilateralt mellem køber og sælger. Gassen handles til ikke-offentliggjorte priser. I en række af de øvrige europæiske lande er hubs bundet op til en eller flere såkaldte gasbørser. Det gælder bl.a. NBP, Zeebrugge og TTF. På en gasbørs mødes købere og sælgere i et fælles forum, og al handel foregår til en offentlig markedspris. Aktørerne indgiver bud- og udbudspriser, hvorved der dannes et egentligt marked på børsen.
Det skal bemærkes, at langt størstedelen af den gas, der overføres på NBP, Zeebrugge og TTF endnu sker på baggrund af bilaterale aftaler mellem aktørerne. Den handel, der foregår på gasbørserne, udgør således fortsat kun en brøkdel af den samlede handel. Der indsamles og publiceres imidlertid også prisdata på baggrund af de bilaterale handler. Disse publikationer er i dag etableret som anerkendte prisreferencer på de pågældende hubs.
Formålet med en gasbørs er primært at øge gennemsigtigheden og dermed likviditeten på markedet. Gennemsigtigheden øges ved at skabe en lettilgængelig platform for potentielle købere og sælgere af naturgas. I takt med at mængden af handler øges, styrkes børsens troværdighed, hvilket er med til at fortsætte den positive spiral. Jo flere handler og jo mere prisgennemsigtighed jo mere tiltro får aktørerne til, at de risikofrit kan handle på markedet.
Samtidig vil en gasbørs øge incitamentet til handel, fordi aktørerne på en børs vil være i stand til at bevare en vis anonymitet i forhold til de øvrige aktører. Det er således gasbørsen, der overtager kreditrisikoen, hvilket betyder, at aktører reelt handler med børsen og ikke med hinanden.
Fordelen ved en gasbørs er endvidere, at den på sigt kan tiltrække finansielle aktører. Disse aktører (traders) handler ikke direkte med fysisk gas. Aktørerne handler i stedet med finansielle produkter, der refererer til en underliggende referencepris. Referenceprisen er lig markedsprisen på den fysiske gas. For at fremme den finansielle handel er det i første omgang altafgørende, at referenceprisen (markedsprisen) er troværdig, så aktørerne har tillid til de finansielle produkter. Herefter vil den finansielle og den fysiske handel gradvist kunne understøtte hinanden.
Kompleksiteten i en børs kræver en betydelig udvikling af både IT-systemer og sikkerhedsstillelser i forhold til den bilaterale handelsplads. Den øgede kompleksitet gør, at det er nødvendigt først at sikre sig, at der findes et handels- og aktørgrundlag for at oprette en børs.
Markedsforudsætninger for en velfungerende handelsplads Driften af en velfungerende handelsplads er betinget af en række markedsforudsætninger. Blandt de væsentligste er:
En central forudsætning for at en handelsplads vil kunne håndtere store transaktioner mellem transportkunder er, at infrastrukturen i regionen tillader det. Det er derfor en fordel, hvis en handelsplads placeres i et knudepunkt mellem en række større transmissionsrør, ligesom det samtidig er nødvendigt, at der er rigeligt med ledig kapacitet i rørene.
Det er ydermere en forudsætning, at der er rig mulighed for at få adgang til gas fra flere steder i området. Det kan fx være fra egen produktion, transit eller nærliggende LNG-terminaler. Endelig har også mængden af (ledig) lagerkapacitet betydning for antallet af handler på markedspladsen. Således øges incitamentet til at handle i takt med, at aktørernes valgmuligheder for efterfølgende at afsætte gassen stiger.
Danmarks placering i udkanten af det europæiske naturgasnetværk gør, at adgangsvejene til systemet er begrænset. Ud over fra Nordsøen, hvor DONG Energy er eneste aftager til Danmark, har transmissionssystemet kun indgangsveje for naturgas i Ellund ved Tyskland samt i Dragør mod Sverige. Det svenske naturgassystem er imidlertid kun forbundet med Danmark, og Sverige har ikke selv produktion af gas. Samtidig er der p.t. endnu ikke gjort tiltag til oprettelse af LNG-terminaler i Danmark. Samlet kan det konkluderes, at det danske marked bl.a. pga. dets geografiske placering vil have svært ved at tiltrække den samme mængde gas som flere andre lande. Lande som Tyskland og Østrig drager eksempelvis fordel af store mængder transitgas fra Rusland til det nordvesteuropæiske marked.35
Den nuværende infrastruktur sætter ligeledes en række begrænsninger i forhold til aktørernes muligheder for at afsætte den gas, som de måtte have erhvervet. Der vurderes generelt ikke at være kapacitetsproblemer internt i det danske transmissionssystem36, men i Ellund er kapaciteten fuldt reserveret, jf. afsnit 6.5, og det samme gælder for kapaciteten i gaslagrene, jf. tabel 6.4. Begge forhold begrænser aktørernes incitamenter til at købe gas i Danmark og begrænser dermed samtidig mulighederne for en velfungerende gasbørs for det danske marked.
Tabel 6.4: Kapacitet og reservationer i gaslagrene, mio. m³
Note 1: Kun formelle anmodninger. For 2006/2007 har der endvidere været en række uformelle forespørgsler på kapacitet, der ikke har kunnet imødekommes. Kilde: DONG Storage A/S.
Muligheden for at finde en handelspartner afhænger blandt andet af antallet af transportkunder på markedet. En velfungerende handelsplads forudsætter derfor tilstedeværelsen af et minimumsantal aktører. Jo flere aktører jo flere potentielle handelspartnere, hvilket er grundlaget for flere handler og større likviditet. Det er samtidig afgørende, at markedskoncentrationen er så tilpas lav, at enkelte større aktører ikke kan dominere markedet.
Det danske marked var i perioden fra januar 2006 til september samme år begrænset til blot fire aktive aktører på GTF, jf. figur 6.5 i afsnit 6.3. Med mere end tyve registrerede transportkunder i alt synes grundlaget for at skabe mere handel og større likviditet imidlertid at være til stede.
En velfungerende handelsplads stiller endvidere krav om en vis minimumsomsætning. En rapport fra sammenslutningen af europæiske energiregulatorer, CEER37fra 2003 peger på, at minimum 50 mio. m3 bør handles på markedspladsen hver måned for at kunne berettige en børs.
Handlen på GTF har været jævnt stigende siden begyndelsen af 2005. I perioden fra 1. halvår 2005 til 2. halvår 2006 er den gennemsnitlige mængde handlede gas pr. måned steget med 63 pct., jf. tabel 6.5. På trods af dette udgjorde den gennemsnitlige handlede mængde gas i 2. halvår 2006 under to tredjedele af den mængde handel, som CEER anslår til at være et minimum for berettigelsen af en gasbørs.
I januar 2007 skete der en markant stigning i handlen på GTF, som omtrent er blevet femdoblet siden 2. halvår 2006, jf. tabel 6.5. En del af den øgede handel skyldes DONG Energy’s Gas Release, hvoraf et salg på 400 mio. m³ er trådt i kraft pr. 1. januar 2007. De 400 mio. m³ bliver afsat over en periode på to år. Fra oktober 2007 tilgår et yderligere salg på 400 mio. m³ ligeledes over en toårig periode. Et salg på 400 mio. m³ over en toårig periode er ensbetydende med en gennemsnitlig månedlig mængde på knap 17 mio. m³. Det er således kun en mindre del af den øgede mængde gas på GTF, der kan forklares ved Gas Release. Den øvrige stigning skyldes dermed en markant forøgelse af den almindelige handel på GTF.
Den øgede handel på GTF kan delvis tilskrives, at tidligere indgåede langvarige kontrakter om levering af gas i entrypunkter er udløbet siden introduktionen af GTF. Ved genforhandling af aftalerne kan leveringspunktet være ændret til GTF.
Tabel 6.5: gennemsnitlig handlet mængde gas på GTF pr. måned
Kilde: Energinet.dk. Likviditetsfremmende tiltag Analysen af markedssituationen i Danmark indikerer, at en gasbørs alene ikke vil medføre tilstrækkelig handel til at opretholde et likvidt marked i Danmark. Dertil er begrænsningerne på det danske marked for store.
Skabelsen af et likvidt dansk naturgasmarked er i høj grad afhængig af det øvrige Europa. Det danske marked er således for småt og for yderligt geografisk placeret til, at der kan skabes en tilstrækkelig likviditet uden et vist samspil med de omkringliggende markeder – herunder særligt det tyske og det hollandske marked.
I erkendelse af vigtigheden af øget integration på tværs af landegrænser har ERGEG i efteråret 2006 iværksat Gas Regional Initiative (GRI). Projektet har til formål at skabe velfungerende regionale markeder. I forhold til at fremme handlen med naturgas og øge likviditeten på markedspladserne vil der fra GRI’s side primært blive fokuseret på at skabe øget harmonisering og gennemsigtighed – både hvad angår tariffer og regler for gashandel og -transport. Det vil endvidere have væsentlig betydning, at der generelt arbejdes på at håndtere systemmæssige barrierer mellem de nationale markeder og sigtes mod en sammenkobling med de omkringliggende systemer.
Det regionale arbejde bør have høj prioritet i forhold til at styrke handlen med gas – også på det danske marked. Sideløbende med det regionale initiativ kan der imidlertid fortsat være basis for andre likviditetsfremmende tiltag.
Et oplagt udgangspunkt er at se på udformningen af den danske markedsmodel. Transmissionssystemet har tre indgangsveje for naturgas i henholdsvis Nybro, Ellund og Dragør (såkaldte entrypunkter). Ud over de tre entrypunkter kan gassen kun ledes ind i systemet fra et af de to lagre. Det indebærer, at gas, der løber fra transmissionsnettet til distributionsnettet, ikke kan føres tilbage i transmissionsnettet igen. Der eksisterer således ikke et entrypunkt det pågældende sted.
Hvis en aktør ønsker at sælge gas på GTF, skal gassen først være til stede i transmissionsnettet. Det betyder, at hvis en større slutkunde (fx et kraftvarmeværk) ikke forbruger al den gas, som bliver leveret i distributionsnettet, har kunden ikke mulighed for at få den overskydende gas releveret på GTF. Det er et konkurrencemæssigt problem, at den danske markedsmodel på den måde sætter en begrænsning for aktørernes muligheder for at afsætte den overskydende gas. Med henblik på at skabe basis for mere handel kunne det være en fordel at etablere entrypunkter internt i det danske transmissionssystem. Dermed vil en slutkunde være i stand til virtuelt at føre overskydende gas tilbage i transmissionsnettet og sælge gassen på GTF. Det vil i så fald føre til mere gas og flere aktører på markedet, hvilket vil øge likviditeten på engrosmarkedet.
Slutkunder vil skulle registreres som transportkunder hos Energinet.dk for at kunne handle på GTF. Derudover vurderes de primære virkninger ved en beslutning om at etablere interne entrypunkter først og fremmest at være af teknisk og IT-mæssig karakter. For at opretholde systemsikkerheden vil det eksempelvis være nødvendigt at opbygge systemet således, at det er muligt at måle den nøjagtige mængde gas, der virtuelt løber fra distributionsnettet tilbage i transmissionsnettet.
På sigt er det hensigten, at de likviditetsfremmende tiltag i både nationalt og regionalt regi skal medvirke til at forbedre vilkårene for gashandel i Danmark.
Det er vigtigt at få tilvejebragt et tilstrækkeligt antal aktører og en tilstrækkelig omsætning af naturgas, så grundlaget for at etablere en gasbørs forbedres.
En gasbørs er en naturlig udvikling i et åbent marked og vil umiddelbart være en klar forbedring af de vilkår, hvorunder aktørerne i dag har mulighed for at handle indbyrdes. Således vil en børs være med til at stimulere markedet som følge af, at potentielle købere og sælgere kan mødes via en lettilgængelig og gennemsigtig handelsplatform. En række markedsaktører har over for ERGEG tilkendegivet, at netop manglen på en anonym handelsfacilitet er en væsentlig barriere for handel med gas.38
Adskillige selskaber har i dag ekspertise i at drive en velfungerende børs. På energiområdet findes den nordiske elbørs, Nord Pool, ligesom der allerede eksisterer indtil flere gasbørser i en række af de øvrige europæiske lande.39 Dertil kommer erfaringer fra det finansielle marked, hvor en lang række selskaber har den fornødne ekspertviden om driften af en børs. Der bør således være mulighed for at sikre en kompetent operatør af en gasbørs i Danmark.
På grund af den begrænsede størrelse af det danske marked vil det være naturligt at se på, hvorvidt det danske og nordtyske marked kunne dækkes af en fælles gasbørs. En mulighed kunne fx være at koble det danske marked på en allerede eksisterende gasbørs i Tyskland. European Energy Exchange (EEX) vil den 1. juli 2007 iværksætte en gasbørs, der dækker E.ON Gastransport og BEB´s markedsområder. Disse udgør tilsammen ca. 60 pct. af det samlede tyske transportvolumen. Siden oktober 2006 har transportkunder i E.ON Gastransports transmissionssystem haft mulighed for at handle gas indbyrdes. I perioden fra oktober 2006 til januar 2007 er antallet af aktive aktører blevet fordoblet samtidig med, at den handlede mængde gas er steget med 23 pct. om måneden.40 Det forventes, at tilknytningen af en gasbørs vil skabe yderligere handel og likviditet på markedet.
Ved at kombinere flere markedsområder på samme børs sikres en større sammenhæng mellem markederne. Samtidig bliver det generelt lettere for aktørerne at gennemskue handelssystemer og -betingelser, når handlen på flere markeder er samlet et enkelt sted. Begge dele er med til at øge muligheden for mere handel og større integration. Det vil på den baggrund føre til et mere velfungerende dansk marked for naturgas, hvis der er en gasbørs, hvor aktørerne kan handle både gas leveret i Tyskland og gas leveret i Danmark.
Energinet.dk har indgået et samarbejde med Nord Pool om at opstille en business case for en dansk gasbørs. Det er Energinet.dk´s hensigt, at gasbørsen skal have virkning fra oktober 2007. Oprettelsen af en dansk gasbørs kan ses som et skridt på vejen mod en regional integration, hvor flere markedsområder samles under samme gasbørs.
En forudsætning for en succesfuld gasbørs er, at der til børsen tilknyttes én eller flere market makere. En market maker forpligter sig til at stille både bud- og udbudspriser til enhver tid. Forpligtelsen skal omfatte både en maksimumsstørrelse på spændet mellem bud- og udbudspriser samt en minimumsstørrelse på det bagvedliggende volumen. Tilstedeværelsen af en market maker sikrer, at der til enhver tid er mulighed for at finde en handelspartner samt, at bud- og udbudspriser befinder sig så tilpas tæt på hinanden, at der vil være grundlag for handel. Rollen som market maker kræver ud over et vist kendskab til markedet også en betydelig omsætning af gas og finansiel styrke.
På de tyske markedsområder har EEX allerede forhåndstilsagn fra syv selskaber, der er villige til at agere market makere. En tilknytning af det danske naturgasmarked til gasbørsen i Tyskland kræver også en eller flere market makere for det danske markedsområde. I den henseende er det oplagt at se på de aktører, der i forvejen udgør en fremtrædende rolle på det danske marked.
Boks 6.15: market makere på den nordiske elbørs, nord Pool Market maker-ordningen er kendt fra bl.a. den nordiske elbørs, Nord Pool, hvor Elsam og Energi E2 fra begyndelsen forpligtede sig til at stille bud- og udbudspriser. Nord Pool anses i dag for at være blandt de mest velfungerende markedspladser for handel med elektricitet. Det er endvidere nødvendigt at sikre, at alle fremtidige indkøb af gas ikke allerede er fastlagt på langvarige købskontrakter. Markedsaktørerne skal således give et vist tilsagn om at benytte gasbørsen.
Appendiks Likviditeten på et marked kan ofte beskrives ved fire forskellige dimensioner41:
Bredden angiver omkostningerne ved at sælge en vare straks efter køb og udgør således forskellen mellem købs- og salgspris. Såfremt der er store omkostninger forbundet ved at sælge en vare straks efter køb, begrænses incitamentet til at købe varen i første omgang.
Dybden angiver, hvor store handler der kan foretages uden, at markedet flytter sig. Begrebet udtrykker dermed, hvorvidt en stor aktør har mulighed for at påvirke markedet.
Umiddelbarheden angiver, hvor hurtigt en aktør kan finde en modpart til sin handelsbeslutning. Dette har væsentlig betydning i forhold til at kunne afstemme sin gasportefølje til kundernes forbrug. På et illikvidt marked med lav umiddelbarhed kan aktøren således risikere ikke at kunne indkøbe den mængde gas, som kunderne ønsker at aftage.
Restitutionsevnen angiver, hvor hurtigt markedet ”genoprettes” efter en handel. En forholdsvis lang restitutionsevne betyder, at en given handel udvider spændet mellem bud- og udbudspriser i en vis tid. På den måde vil en stor aktør kunne påvirke markedet og øge risikoen for andre aktører.
Fodnoter 1 Jf. Danmarks Statistik, Statistikbanken, Energiudgift i markedspriser for husholdninger og erhverv i alt, løbende priser. 2 En take-or-pay kontrakt er en kontrakt, hvor køberen er forpligtet til at betale for en vis minimumsmængde, uanset om mængden bliver aftaget. 3 Tilsagn til Kommissionen i Kommissionens afgørelse ”DONG/DUC naturgasaftaler” af 24. april 2003. 4 DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, 10. januar 2007, s. 18-20 og s. 37. 5 Case No COMP/M.3868 -DONG Elsam/Energi E2 af 14. marts 2006. 6 DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, 10. januar 2007. 7 Handlen på det sekundære engrosmarked kan imidlertid være med til at sikre, at prisniveauet på det primære engrosmarked ikke bliver for højt. Derfor er konkurrenceudsætningen af det sekundære engrosmarked ikke uden betydning. 8 Case No COMP/M.3868 - DONG Elsam/Energi E2 af 14. marts 2006, side 39 og side 90. 9 Konkurrencerådets afgørelse af 21 . december 2005: ”DONG´s aftale med HNG/MN af 7. marts 2003”, pkt. 148 . 10 En mere uddybende definition på likviditetsbegrebet findes i kapitlets appendiks. 11 DG Competition Report on Energy Sector Inquiry 0. januar 2007, s.18-20 og s. 37. 12 Adgang til naturgaslagre bidrager ligeledes til at fremme et velfungerende engrosmarked. Lagre er et vigtigt fleksibilitetsinstrument, og det kan være et problem, hvis der er kapacitetsbegrænsninger, eller hvis der ikke er lige adgang for alle aktører. Forhold omkring begrænset lagerkapacitet bliver kort berørt i kapitlets afsnit 6.7, men ellers er det primære fokus i analysen rettet mod adgangsforholdene til transmissionssystemet og handel med naturgas. 13 Energinet.dk har den 2. maj 2007 udsendt en pressemeddelelse, hvoraf det fremgår, at Energinet.dk har indgået et samarbejde med det polske naturgasselskab PGNiG om at undersøge mulighederne for en gasledning mellem Polen og Danmark. 14 DUC består af tre uafhængige sælgere: Mærsk Olie & Gas, Shell og Chevron. 15 Jf. bkg. nr. 1090 om adgang til opstrømsrørledningsnet, udstedt af transport- og energiministeren den 6. december 2000 i henhold til Naturgasforsyningslovens § 21 . 16 Tyra Vest – F3 blev etableret for at sikre en alternativ afsætningskanal for danskproduceret gas. 17 Under virtuelle handler transporteres gassen ikke fysisk. Der sker blot en reduktion af den modsatrettede gastransport således, at kun nettomængden transporteres fysisk. 18 Økonomi- og Erhvervsministeren har den 4. marts 2003 oplyst Det Energipolitiske Udvalg om, at Tyra Vest – F3 rørledningen på sigt kan godkendes til transport af gas til Danmark. 19 Jf. Naturgasforsyningslovens § 46, stk.1 samt § 11a. 20 DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, 10. januar 2007, s. 55. 21 Ved tredjepartsadgang leveres gassen i Tyra eller Syd Arne og releveres i Nybro. 22 Energistyrelsen: Danmarks olie- og gasproduktion 2005. 23 DG Competition Report on Energy Sector Inquiry, 10. januar 2007, s. 7, s.8 og s. 14. 24 Nettoreserveret kapacitet: Reserveret exitkapacitet fratrukket reserveret entrykapacitet. 25 Generelt højere kapacitetsbestillinger fra og med januar 2007 kan til dels skyldes, at en række nye aktører som følge af Gas Release har fået adgang til gas i Danmark, men endnu ikke har sikkerhed for danske kunder. Denne afsætningsrisiko afdækkes bedst muligt ved at sikre sig kapacitet i forbindelsen til Tyskland. Med et forventet uændret gasforbrug i Danmark vil den fysiske transport til Tyskland imidlertid være uændret. 26 Jf. http://www.energinet.dk/. 27 Energinet.dk er p.t. ved at undersøge muligheden for fysisk at kunne transportere gas fra Tyskland til Danmark. 28 European Energy Regulators Group for Electricity and Gas, det formelle samarbejdsforum mellem Kommissionen og CEER (Council of European Regulators). 29 Jf. ERGEG GRI Conclusion Paper om hubs, offentliggjort uge 13, 2007. 30 DG Competition Report on Energy Sector Inquiry 10. januar 2007, s. 4. 31 ERGEG udarbejder i øjeblikket en vejledning for god praksis vedr. Open Season procedurer under investeringer i ny større infrastruktur. 32 Anvendelse af auktionsprincippet giver dog kun kortsigtede investeringssignaler. I forhold til behovet for langsigtede investeringssignaler kunne længerevarende reservationsforpligtelser være mere hensigtsmæssigt. 33 Case No COMP/M.3868 - DONG Elsam/Energi E2 af 14. marts 2006, side 9. 34 Rør-i-rør princippet anvendes flere steder i Tyskland. 35 Den mængde transitgas, der via Danmark eksporteres til Sverige og Tyskland skaber imidlertid et bedre grundlag for at etablere et likvidt sekundært naturgasmarked i Danmark, end hvis dette ikke var tilfældet. 36 Energitilsynets afgørelse af 26. marts 2007 vedr. “Tarifstruktur i Energinet.dk’s transmissionssystem for naturgas”. 37 CEER Gas Working Group: ”The Development of Gas Hubs and Trading Centres in Europe”, 2003. 38 Jf. ERGEG GRI Conclusion paper om hubs, offentliggjort uge 13, 2007. 39 Det skal bemærkes, at fastsættelsen af markedspriser på Nord Pool adskiller sig væsentligt fra, hvorledes markedsprisen fastsættes på eksisterende gasbørser i Europa. 40 Pressemeddelelse fra E.ON Gastransport den 6. februar 2007. 41 Se fx Danmarks Nationalbank: Statens låntagning og gæld, 2002. Version 1.0 Juni 2007 • © Konkurrencestyrelsen. Udgivet af Konkurrencestyrelsen, http://www.ks.dk/Elektronisk publikation fremstillet efter Statens standard for elektronisk publicering |
