Norsk gass er viktig for energiforsyningen i Europa og blir eksportert
til alle de store konsumentlandene i Vest-Europa. Norge eksporterte
i 2010 mer enn 100 milliarder Sm3 naturgass. Den største delen av norsk
gasseksport går i rør til Tyskland, Storbritannia, Belgia og Frankrike,
der norsk gass utgjør mellom 20 og 30 prosent av det samlede forbruket.
Om lag 16 prosent av gassforbruket i EU-landene dekkes av gass fra
norsk sokkel. Fra Snøhvit-anlegget i Finnmark leveres LNG til blant
annet Spania. Norsk gasseksport totalt tilsvarer elektrisitet til
149 millioner europeiske husholdninger.
Siden 1970-tallet har olje- og gasselskapene utviklet en omfattende
infrastruktur og produksjonskapasitet på norsk kontinentalsokkel
med sikte på å dekke en stadig voksende etterspørsel etter gass
i Europa. Norge har etablert en god posisjon i dette markedet, og
vil med basis i etablerte langsiktige kontrakter være en betydelig
leverandør av naturgass til Europa frem mot 2020. Med sine ressurser
lokalisert nær det europeiske markedet er norske produsenter strategisk plassert
til å ta attraktive deler av etterspørselen, dersom Norge evner
å utvikle nye gassregioner med tilsvarende nye gasseksportløsninger.
Rørledningssystemet på norsk kontinentalsokkel er på totalt 7 800
kilometer. Dette systemet binder felt i havet og prosessanleggene
på land sammen med 6 landingspunkter i Frankrike, Tyskland, Belgia
og Storbritannia. Transportkapasiteten i det norske rørledningssystemet
er i dag om lag 120 milliarder Sm3 per år. Det er utarbeidet avtaler
som regulerer rettigheter og plikter mellom Norge og mottagerlandene.
De senere årene har det skjedd store endringer i gassmarkedene
i Europa. Dette har fått stor betydning for norsk salg av gass til
kundene i Europa. Tidligere var det vanlig med langsiktige avtaler
om levering av gass i rør fra gassfeltene til havs til ilandføringsstedene
på kontinentet eller Storbritannia der gassprisen i salgsavtalene
gjerne var koblet til utviklingen i oljepris. Dette var viktig for
selgers side for å sikre forutsigbare inntekter som kunne finansiere store
investeringer i feltutbygging og infrastruktur. I sin tid var slike
kontrakter, der kundene påtar seg ansvar for å motta bestemte mengder
gass gjennom året («take-or-pay»), helt nødvendige for å skape grunnlag
for kostbare feltutbygginger og investeringer i infrastruktur. Avtalene
måtte være slik at de gjorde det mulig å bygge ut felt og transportløsninger
for gass over lange avstander.
Etter hvert som gassmarkedene har vokst og utviklet seg – ikke
minst gjennom reguleringer i EUs indre marked – har denne rollen
som garantist for avtak av produserte volumer blitt noe mindre viktig.
Storbritannia har for eksempel i dag verdens nest største liberaliserte
gassmarked etter USA, med en betydelig kortsiktig likviditet. Med
høy grad av likviditet er behovet for store enkeltkunder mindre.
For tiden skjer det også en gradvis liberalisering i de kontinentale markedene,
med framvekst av nye handelsplasser for gass både i Nederland, Belgia
og Tyskland og med økt konkurranse mellom gasselskapene.
Etter hvert som markedene endrer seg blir også rollefordelingen
mellom gassprodusentene og kundene endret, og i dag selges gass
fra norsk sokkel under helt andre kontraktsmessige betingelser enn
tilfellet var på 1980- og 1990-tallet. Tilførsel av LNG inn i markeder
som tidligere fikk leveranser bare gjennom rørledninger, bidrar
også til endringer i gassmarkedet.
Utviklingen de senere årene har presset gassprisene nedover.
Skifergassrevolusjonen i Nord-Amerika har gjort USA selvforsynt
med gass, og gassprisene i Nord-Amerika har falt betydelig. Lavere
importbehov for gass i USA har resultert i et overskudd av LNG som
bare delvis har vært mulig å omdirigere til øvrige deler av OECD-området
og Kina. Dette har gitt en betydelig overkapasitet i eksisterende
rørledninger for gass og LNG-anlegg. International Energy Agency
(IEA) forventer at denne overkapasiteten vil vedvare i flere år
til. Videre har amerikansk skifergass presset ut kull i kraftproduksjon
i USA og ført til eksport av billig amerikansk kull til Europa.
Dette, sammen med lave kvotepriser på CO2 og økonomiske nedgangstider,
har ført til at gass har blitt presset ut av billigere kull til
kraftproduksjon og etterspørselen etter gass i Europa har falt betydelig.
Blant annet har Statkraft stanset produksjonen på to av sine fire gasskraftverk
i Tyskland, og redusert produksjonen ved sine to øvrige gasskraftverk.
Det har som følge av dette oppstått en betydelig prisforskjell
på gass mellom på den ene siden markeder med mer høy grad av konkurranse
og spotpriser på gass, som Storbritannia og Nord-Amerika, og på den
andre siden Europa og Asia, der gassprisene i stor grad er knyttet
til oljeprisen på langsiktige kontrakter. I 2009 var spotprisen
på gass i Storbritannia og USA bare om lag halvparten av de oljeavhengige gassprisene
i Europa og Japan. Dette vil gi press på gassleverandører i Europa
bort fra kontrakter knyttet til oljeprisen. Fortsatt manglende balanse
i gassmarkedene peker i retning av at en større andel av gassvolumene
i tiden fremover vil handles i spotmarkedene og svekke den tradisjonelle
linken til oljeprisen. Gasselskapene på det europeiske kontinentet
vil bli presset mellom sine langsiktige kjøpskontrakter med gassleverandørene
på den ene siden og på den andre siden press fra kundene, særlig
i industrien, som vil kreve lavere priser. Såkalte «take og pay»
kontrakter har blitt mer markedsbasert og gitt større fleksibilitet for
kjøperne. Dette vil i stor grad påvirke betingelsene for norsk gass,
som i stor grad har vært solgt i langsiktige kontrakter knyttet
til oljeprisen. Mye tyder på at man er i ferd med å gå mot en full
frikobling av gassprisene fra oljeprisen.
Utviklingen i det europeiske gassmarkedet, med lavere priser,
frikobling av gasspriser fra oljepris og en overgang fra langsiktige
kontrakter til mer spotmarked, vil både kunne ha negative og positive
sider for Norge. For det første gir det lavere eksportinntekter
fra salg av norsk gass til Europa. Dersom Norge fortsetter å satse
ensidig på det europeiske markedet, kan dette føre til betydelig
nedgang i verdiskapingen på gass til Europa. Men samtidig vil det
måtte bety at gass blir vesentlig billigere også i Norge. Det vil
kunne komme norsk industri og andre eventuelle brukere av gass i
Norge til gode.
Forslagsstillerne mener at også norske kunder bør kunne dra nytte
av den endringen som skjer i de europeiske gassmarkedene. Bruken
av gass vil imidlertid være mer begrenset i Norge enn i andre land
i Europa. Norsk kraftforsyning er nesten utelukkende basert på fornybar
energi, og med forventet betydelig kraftoverskudd i årene fremover,
blant annet som følge av innføring av elsertifikatmarkedet med Sverige i
2012, er det lite sannsynlig at bygging av nye gasskraftverk i Norge
vil være lønnsomt i overskuelig fremtid. Norske husholdninger benytter
dessuten elektrisitet og til dels vannbåren varme til oppvarming,
og det er ikke bygget ut noen infrastruktur for bruk av gass i husholdningene.
Det må derfor forventes at bruk av gass i Norge først og fremst
vil være som råvare i industrien.
Det har lenge vært en bred politisk målsetting å øke bruken av
gass innenlands i Norge. Blant annet fremmet regjeringen Bondevik
II to stortingsmeldinger om bruk av gass i Norge. St.meld. nr. 9
(2002–2003) «Om innenlands bruk av naturgass mv.» ble lagt frem
i november 2002, og St.meld. nr. 47 (2004–2005) «Om innovasjonsvirksomheten
for miljøvennlige gasskraftteknologier mv.», ble lagt frem i august 2004.
Ved behandlingen av begge meldingene var det bred enighet i Stortinget
om å legge til rette for økt bruk av gass i Norge.
Det har imidlertid vært vanskelig å finne et format for utnyttelse
av naturgass i Norge, som både kan være formålstjenlig for norske
brukere og som samtidig ivaretar hensynet til maksimering av eksportverdien
for norsk naturgass.
Basert på de endringer som har skjedd i gassmarkedene verden
over de siste fem årene, og da særlig i det europeiske gassmarkedet,
anses det nå mulig å finne frem til en modell som ivaretar begge
hensyn.
Som en del av GASSMAKS-programmet har Norges forskningsråd derfor
gitt den tidligere Statoil-direktøren Terje Martin Halmø i oppdrag
å utrede en markedsbasert omsetningsplass for gass i Norge som basis
for bærekraftig utnyttelse av naturgass til industri og næringsliv.
Han kom med sin rapport i oktober 2012 der det foreslås å etablere
en HUB (virtuell markedsplass basert på tilbud og etterspørsel)
for norsk gass på Bygnes/Draupner/Sleipner basert på net-back-priser
fra National Balancing Point (NBP) i Storbritannia som er en slik
markedsplass.
Det pekes i rapporten på at handel med gass normalt vil gjøres
etter samme mal som handel med kraft, selv om det vil ta tid før
markedet blir like likvid, ikke minst på grunn av lavt volum på
kjøpersiden i Norge. Ettersom NordPool allerede er en «Exchange»
– eller børs – vil den kunne bruke den samme dataplattformen for
gass som brukes for kraft, tilsvarende APX-Endex i Nederland.
Man kunne tenke seg at Petoro eller Statoil tok rollen med å
lede handelen, men ingen av disse ville være helt nøytrale parter
og neppe heller akseptabel i henhold til gassdirektivet uten en
fullstendig «unbundling» i forhold til øvrig virksomhet, noe de
neppe vil være tjent med.
Det pekes på at Gassco på Bygnes har den kompetanse og erfaring
som skal til for å håndtere den tekniske driften av systemet, herunder
balansering. Gassco tilsvarer Gas Transport Services (GTS) i Nederland
og National Grid Gas (NGG) i UK, som har etablert henholdsvis TTF
og NBP.
Selv med etableringen av en slik markedsplass må det imidlertid
forutsettes at kjøperne selv dekker transportkostnadene fra Bygnes/Draupner/Sleipner, justert
for kostnadsendringer ved leveranser fra andre leveransepunkter,
slik at kostnadsulempen som følger av lavt volum i Norge må industrien
fortsatt leve med. Den må også leve med at en norsk gassbørs vil ha
betydelig lavere likviditet enn NBP i Storbritannia.